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MARCOS LOPES DE OLIVEIRA SOUSA O SETOR SUCROALCOOLEIRO E O NOVO CONTEXTO ENERGÉTICO: UMA ANÁLISE SOBRE SUAS POSSIBILIDADES DE INSERÇÃO NO MERCADO DE ENERGIA. SALVADOR, OUTUBRO/2003.

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MARCOS LOPES DE OLIVEIRA SOUSA

O SETOR SUCROALCOOLEIRO E O NOVO CONTEXTO ENERGÉTIC O: UMA ANÁLISE SOBRE SUAS POSSIBILIDADES DE INSERÇÃO NO MERCADO DE

ENERGIA .

SALVADOR, OUTUBRO/2003.

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MARCOS LOPES DE OLIVEIRA SOUSA

O SETOR SUCROALCOOLEIRO E O NOVO CONTEXTO ENERGÉTIC O: UMA ANÁLISE SOBRE SUAS POSSIBILIDADES DE INSERÇÃO NO MERCADO DE

ENERGIA . Monografia apresentada na Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federal da Bahia como requisito para obtenção do título de bacharel em Ciências Econômicas.

Orientador: Ihering Guedes Alcoforado.

SALVADOR, OUTUBRO/2003.

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FOLHA DE APROVAÇÃO Marcos Lopes de Oliveira Sousa O setor sucroalcooleiro e o novo contexto energético: uma análise sobre suas possibilidades de inserção no mercado de energia. Aprovado em ___ de Novembro de 2003.

Orientador: __________________________________ Ihering Guedes Alcoforado Prof. da Faculdade de Economia da UFBA _____________________________________________ André Garcez Ghirardi Prof. Dr. da Faculdade de Economia da UFBA _____________________________________________ Lívio Andrade Wanderley Prof. Dr. da Faculdade de Economia da UFBA

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AGRADECIMENTOS

O presente trabalho é fruto da cooperação e do apoio de várias pessoas e sem elas não seria

possível concluí-lo. Gostaria de prestar especial agradecimento à minha família – meus pais:

Riva e Maria, a meu irmão Marcelo e meu filho Gabriel. Aos meus amigos e colegas,

Geovane, Iulo, Alex, Isidoro e muitos outros que indiretamente me ajudaram com idéias e

experiência. Ao professor Ihering também presto agradecimentos por sua orientação precisa

que me possibilitou reencontrar o foco de minha pesquisa.

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RESUMO

Esta pesquisa enfoca a construção de estratégias de mercado e medidas institucionais que

possibilitem a inserção do setor sucroalcooleiro (Açúcar e Álcool) no mercado de geração e

comercialização de insumos energéticos. Inicialmente será feita uma análise comparativa

entre as fontes não-renováveis de energia e as renováveis a fim de ressaltar as vantagens

qualitativas das últimas em relação às primeiras, com ênfase nas fontes renováveis

provenientes do setor sucroalcooleiro, que serão descritas separadamente. Também serão

analisados os mecanismos que possibilitarão ao setor canavieiro inserir-se competitivamente

no mercado de geração de energia, utilizando como vantagem mercadológica as

características ambientalmente satisfatórias de produção dos seus insumos energéticos, as

perspectivas de composição de uma nova matriz energética para os próximos anos, com

importância cada vez menor das fontes fósseis, e da formação de mercados próprios para as

fontes não poluidoras, os “mercados verdes”.

Palavras chave:

Sucroalcooleiro; Neo-Institucionalismo; Construção de Mercados; Formas de Energia.

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LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1: Geração de energia Elétrica no mundo e nos países da OCDE em 1999 -

Participação das várias fontes de geração (%)..........................................................................13

Gráfico 2: Distribuição das reservas provadas de gás no mundo. ............................................20

Gráfico 3: Produção de energia elétrica por centrais nucleares no mundo em 1999 e

participação na produção total..................................................................................................22

Gráfico 4: EUA: álcool combustível vs. MTBE (US$ em milhões de barris/dia). ..................26

Gráfico 5 : Participação relativa das vendas de veículos a gasolina e a álcool entre 1975 e

1996. .........................................................................................................................................28

Gráfico 6: Potência instalada (MW) de co-geração do setor sucroalcooleiro (1999) ..............33

Gráfico 7 - Evolução da produção anual de etanol e da geração de vinhaça pela agroindústria

canavieira no Brasil de 1967 a 1997. Médias calculadas em milhares de litros para as safras

agrupadas por qüinqüênios. ......................................................................................................39

Gráfico 8: Projeção para produção de petróleo até 2050..........................................................52

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Matriz energética brasileira em 1999 .......................................................................14

Tabela 2: Maiores produtores de petróleo em 1997. ................................................................18

Tabela 3: Consumo de oxigenantes nos EUA (na gasolina – bilhões de litros).......................27

Tabela 4: Maiores reservas provadas de óleo...........................................................................55

LISTA DE QUADROS

Quadro 1: Produção de eletricidade por fonte de geração (1988-1998) – em GW/h .............. 33

Quadro 2: Exemplos de preços ofertados para o co-gerador sucroalcooleiro,

2001 (R$/MWh) ...................................................................................................................... 36

Quadro 3: Projetos introduzidos na Inglaterra e País de Gales segundo a política

de NFFO (Non Fossil Fuel Obligations) ..................................................................................75

Quadro 4: Preço médio para compra de energia nas NFFO .................................................... 75

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SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................9

2 FORMAS DE PRODUÇÃO DE ENERGIA........................................................13

2.1 FONTES NÃO-RENOVÁVEIS DE ENERGIA......................................................14

2.1.1 Carvão .....................................................................................................................14

2.1.2 Petróleo....................................................................................................................16

2.1.3 Gás Natural .............................................................................................................18

2.1.4 Energia Nuclear ......................................................................................................20

2.2 FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA................................................................23

2.2.1 Subprodutos energéticos provenientes do setor sucroalcooleiro: ......................24

2.2.1.1 O Álcool ...................................................................................................................24

2.2.1.2 Cogeração de energia a partir do bagaço..................................................................30

2.2.1.3 Biogás .......................................................................................................................37

2.2.2 Fontes provenientes de outros setores. .................................................................40

2.2.2.1 Energia Eólica...........................................................................................................40

2.2.2.2 Energia Solar ............................................................................................................43

3 O MERCADO DE ENERGIA...............................................................................47

3.1 O MERCADO COMO INSTITUIÇÃO...................................................................48

3.1.1 O Ambiente Institucional.......................................................................................48

3.1.2 O Arranjo Institucional .........................................................................................49

4 A TRANSFORMAÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA .................................51

4.1 O NOVO QUADRO ENERGÉTICO MUNDIAL...................................................51

4.2 AS CÉLULAS DE COMBUSTÍVEIS E A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA. ..............56

4.3 O SETOR SUCROALCOOLEIRO E O NOVO CONTEXTO ENERGÉTICO .....58

4.4 A TRANSFORMAÇÃO INSTITUCIONAL NECESSÁRIA .................................59

5 A CONSTRUÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA ALTERNATIVA..... .......62

5.1 A EXPERIÊNCIA BRASILEIRA............................................................................65

5.1.1 A experiência do Proálcool ....................................................................................65

5.1.2 Novas experiências: o PROINFA ..........................................................................72

5.2 A EXPERIÊNCIA EUROPÉIA E AMERICANA...................................................73

5.2.1 Legislação Ambiental na Europa..........................................................................74

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5.2.2 Legislação Americana ............................................................................................75

6 CONCLUSÃO.........................................................................................................78

REFERÊNCIAS .....................................................................................................................80

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1 INTRODUÇÃO

A opção por este assunto se deu por um interesse antigo em analisar a viabilidade política,

técnica e principalmente econômica da implantação de um combustível alternativo, renovável

e ecologicamente satisfatório em escala comercial. Conforme o estudo foi aprofundado,

sobressaíram-se as qualidades e potencialidades de um setor econômico em especial – o setor

sucroalcooleiro.

A cultura da cana-de-açúcar, que já desempenhou um papel relevante no período colonial

como monocultura exportadora de produtos primários, foi no período de governo militar

novamente posta em evidência, adquirindo novamente o status de estratégico para o País por

suas potencialidades energéticas únicas, tão necessárias naquele momento após o choque do

petróleo de 1973. Novamente, em virtude de um contexto atual de nova alta dos preços

internacionais do petróleo, de uma recente crise energética que se abateu sobre o Brasil e de

novas perspectivas de abertura de mercado para fontes alternativas de energia - decorrentes de

novas leis internacionais que regulamentarão a emissão de monóxidos de carbono e da

possibilidade de utilização comercial dos resíduos da cultura para geração de energia elétrica,

que o setor sucroalcooleiro apresenta oportunidades ímpares, que se bem aproveitadas

poderão possibilitar uma vantagem decisiva no mundo pós-petróleo que existirá a partir da

primeira década do século XXI.

Durante toda história do desenvolvimento econômico, sempre houve a predominância de uma

fonte na matriz de energia, situação que predomina até hoje. Entretanto, a crise do petróleo

ocorrida na década de 70 e início da década de 80 serviu como um alerta sobre os perigos que

a dependência de uma única fonte energética pode acarretar.

O Brasil, que já utilizava seu imenso potencial hidroelétrico para diminuir sua dependência

em relação ao petróleo importado, deu mais um passo em direção à diversificação de sua

matriz energética com a instituição do Proálcool – considerado o maior programa de energia

alternativa do mundo, com investimentos da ordem de 11 bilhões de dólares e uma produção

energética, baseada na cana-de-açúcar, superior a 200 mil barris diários de petróleo

equivalente. O programa foi deslanchado nos anos 70 a partir de destilarias anexas a usinas de

açúcar nas quais o caldo da cana é convertido em álcool pela ação das leveduras e separado

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em vinhaça em colunas de destilação. Em 1996, existiam 352 usinas produzindo açúcar ou

álcool, das quais 246 localizavam-se na região Centro-Sul e 106 no Nordeste, as duas

principais regiões canavieiras do Brasil. Desse total, 196 produzem açúcar e álcool, 135

apenas álcool e 21 apenas açúcar (DATAGRO nº 15 apud. OLIVEIRA,1998).

Até meados da década de 80, os questionamentos sobre a viabilidade econômica do programa

não eram expressivos, mesmo porque os preços do petróleo estavam ao redor de US$ 24 o

barril. Assim, o programa brasileiro de álcool energético pode ser considerado maduro após

dez anos de sua criação, apresentando custos decrescentes e perspectivas favoráveis em médio

prazo. Porém, com a queda nos preços do petróleo, a partir da segunda metade da década de

oitenta, começaram a ganhar eco no governo opiniões contrárias à manutenção do programa, a

favor da extinção dos incentivos e subsídios governamentais, apesar de sua evidente

importância estratégica. Esses subsídios eram movimentados através da “Conta Álcool”,

gerida pela Petrobrás, que apontou déficits mensais de US$ 183 milhões em 1995. Para

eliminar esse débito, a Petrobrás informa que o álcool deveria ter seu preço praticamente

equiparado ao da gasolina, significando sua inviabilização devido ao menor rendimento em

termos de quilômetros rodados por litro. A segunda posição, defendida pelos produtores de

álcool, afirma que a não competitividade da cultura canavieira decorre do fato de não estarem

sendo contabilizadas suas externalidades positivas: o valor estratégico da redução da

vulnerabilidade externa, a economia de divisas e a redução da poluição ambiental

(OLIVEIRA, 1998, p.80).

Atualmente, após a crise energética que se abateu no fim dos anos 90, a sociedade e o governo

se deram conta de mais uma externalidade positiva que a cultura canavieira pode proporcionar

para o País, a geração de energia elétrica utilizando-se como combustíveis os resíduos da

produção de açúcar e do álcool, com baixos custos e de forma menos agressiva ao meio

ambiente.

A cultura da cana, que sempre teve um papel relevante no desenvolvimento brasileiro, desde

as exportações de açúcar no século XVII até o Proálcool na década de 70, poderá em curto

prazo contribuir decisivamente para a superação da falta de energia. Essa contribuição poderá

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vir da utilização em larga escala da biomassa, isto é, do resíduo da produção do açúcar e do

álcool, para a produção de eletricidade.

Atualmente, o setor sucroalcooleiro é um dos mais importantes setores do agronegócio

nacional, com faturamento de US$ 8,9 bilhões em 1995 e 1,1 milhões de empregos gerados,

entre permanentes e temporários. Também se destaca por seu alto nível de produtividade

média, o maior do mundo - segundo a Associação das Indústrias de Açúcar e de Álcool do

Estado de São Paulo (AIAA), com ganhos anuais de cerca de 3% (CARVALHO apud.

OLIVEIRA, 1998, p.80), resultado de pesquisas feitas pela EMBRAPA (Empresa Brasileira

de Pesquisa Agropecuária) e COPERSUCAR (Cooperativa de Produtores de Açúcar). Uma

característica desse setor é a existência de um grande número de subprodutos potencialmente

econômicos, além dos vários tipos de açúcar cristalizado, existe o álcool (anidro e hidratado),

o bagaço (para queima em caldeiras) e o vinhoto - liquido resultante da produção do álcool e

que após passar por processo de fermentação transforma-se em Biogás. Em virtude do

empenho de pesquisadores brasileiros, a cultura da cana-de-açúcar pode aumentar sua

contribuição energética para economia nacional, pois, atualmente, ela só vem gerando um

único produto energético - o álcool etílico - sob as formas alternativas de álcool anidro

(destinado à mistura com a gasolina) e de álcool hidratado (destinado à queima direta, nos

motores a álcool, sendo ainda utilizado como matéria-prima industrial, sobretudo no

Nordeste, para produção de eteno e derivados acéticos). Entretanto, existe a capacidade de

implementar-se no curto prazo dois novos subprodutos, ampliando significativamente a

quantidade de energia gerada por tonelada produzida e processada.

O complexo sucroalcooleiro passa por uma reestruturação em função dos problemas com o

mercado mundial de açúcar e da suspensão do subsídio para o álcool. Durante toda a década

de 90 a participação das vendas de carro a álcool nas vendas totais vem caindo, chegando a

um inexpressivo 0,08% em 1998. Com isso, o período recente foi marcado pela redução do

consumo de álcool e pela expansão da produção de açúcar para exportação. Um dos pontos

mais graves desta redução é a ociosidade de uma ampla rede de distribuição de álcool

combustível, com 26 mil postos em todo o país, causada pela maior participação do álcool

anidro (para mistura com a gasolina) em relação ao hidratado, que é comercializado por este

sistema.

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Nos anos 90, açúcar e álcool deixaram de ser produzidos de forma complementar e passaram

a disputar recursos, tanto agrícolas como industriais, como aconteceu com freqüência nos

últimos 50 anos. A redefinição deste segmento da agroindústria irá depender de dois fatores:

dos ganhos de produtividade do produtor (estimados em 3% ao ano nos últimos dez anos, o

que é bastante significativo) e da política de utilização do álcool anidro na mistura com

gasolina. Esta utilização é tecnicamente considerada a mais adequada para reduzir os níveis

alarmantes de poluição ambiental causada por automóveis1 e substituir outras sustâncias mais

tóxicas também usadas como oxigenantes da gasolina. A indefinição das políticas atuais tem

como conseqüência à formação de um enorme estoque de passagem. O setor carregou na

passagem de 1998 para 1999 estoques de 2 bilhões de litros de álcool, grande parte

concentrados em São Paulo.

Um ponto importante a favor da indústria está em sua capacidade de produzir excedentes de

bagaço para co-geração de energia elétrica, especialmente porque esta geração se daria nos

períodos de seca, abastecendo o sistema elétrico quando há uma queda sazonal na capacidade

de oferta e complementando-se perfeitamente em relação à matriz hidráulica a custos

compatíveis com os da hidroeletricidade.

Por reconhecer a importância que esse setor poderá ter para a matriz energética brasileira é

proposta a análise da possibilidade de inserção mais efetiva no mercado nacional e mundial de

energia, identificando as vantagens comparativas das fontes renováveis em relação a outras

fontes de energia convencionais não-renováveis, as perspectivas do novo quadro energético

mundial para o início do século XXI e os fatores preponderantes que devem ser superados

para que essa inserção se concretize, considerando-se que para isso deve ser criado um novo

arcabouço institucional que leve em conta as especificidades das formas alternativas de

energia.

1 Segundo La Rovere, citado por Oliveira (1998, p.82), 7 milhões de toneladas de CO2 foram evitadas, equivalente a 10% das emissões brasileiras de 1990.

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2 FONTES DE ENERGIA

Analisar a história das formas de transformação de energia é basicamente analisar a história

da humanidade, pois, o homem ao evoluir e começar a intervir no ambiente onde vive,

começou a utilizar-se de instrumentos que o assessorassem no processo produtivo.

Inicialmente a energia mecânica, geralmente obtida por tração animal ou por uso de pequenas

quedas d’água, foi o principal recurso utilizado.

Durante séculos todo o progresso da humanidade foi baseado na energia obtida por meios

mecânicos e por uso de combustíveis (lenha e carvão) para impulsionar processos produtivos

de baixa escala. Porém, com o advento da revolução industrial no final do século XVIII e o

conseqüente aumento de produtividade, a demanda por combustíveis aumentou

vertiginosamente. O que era de fácil obtenção e custo reduzido passara a ser questão

fundamental para o desenvolvimento de qualquer nação industrial. Assim, o insumo

energético que alimentou o progresso na primeira revolução industrial foi o carvão, na forma

vegetal e mineral, por ser abundante e de baixo custo.

Na segunda metade do século XIX, com a invenção do motor de combustão interna, uma

substância antes pouco utilizada passou a ter importância ímpar para o desenvolvimento da

humanidade – o petróleo. Todo o extraordinário crescimento econômico experimentado

durante o século XX deveu-se basicamente ao petróleo como combustível abundante e barato.

Guerras e crises econômicas mundiais, tais como a crise de 1973 e a guerra do golfo Pérsico

em 1990 foram motivadas pela disputa da posse desse imprescindível insumo.

Gráfico 1: Geração de energia Elétrica no mundo e nos países da OCDE em 1999 - Participação das várias fontes de geração (%). Fonte: Souza (2000, p.09).

MUNDO OCDE

Nota: A participação de geotérmicas e outras fontes é menos de 0,5%

Carvão 40%

Gás 15%

Hidro 18%

Nuclear 16%

Óleo 11%

Carvão 39%

Óleo 7%

Gás 13%

Nuclear 23%

Hidro 18%

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Tabela 1: Matriz energética brasileira em 1999

Recurso Consumo geral de energia

Geração de eletricidade

Carvão 1,0% 2,3% Petróleo 27,3% 3,3% Gás Natural 5,7% - Nuclear - 1,3% Hídricos 41,9% 93,1% Lenha 10,5% - Cana-de-Açúcar 11,8% - Outros 1,8% - Fonte: Balanço Energético Nacional 2000 – DNSE/SEM/MME apud. Borba (2001, p.10).

2.1 FONTES NÃO-RENOVÁVEIS DE ENERGIA

As formas de produção convencional2 de energia são assim denominadas por compreenderem

um conjunto de características próprias: Baixo custo, grande impacto ambiental e tecnologia

difundida. São formas de produção que se difundiram quando não havia preocupação com o

meio ambiente e nem tecnologia para produzir ou coletar energia de fontes alternativas.

2.1.1 Carvão

Até a segunda guerra mundial, o carvão era o combustível mais utilizado no mundo. A

descoberta dos combustíveis derivados do petróleo, como a gasolina, o querosene, o óleo

combustível e o diesel que permitiu o desenvolvimento dos motores a explosão, abrindo

maiores perspectivas de velocidade e potência e o surgimento da energia nuclear, relegou ao

carvão à condição de fonte subsidiária de energia. No entanto, a disponibilidade de grandes

jazidas de carvão mineral e o baixo custo do carvão vegetal ainda conferem a esse

combustível um papel relevante na composição da matriz energética mundial - cerca de 20%

no final do século XX, sendo o Brasil um dos países menos dependentes dessa forma de

energia, com participação de menos de 3% na geração total de energia elétrica (BORBA,

2001. p.10).

2 Devemos atentar para o fato de que o termo fontes convencionais de energia não é sinônimo de fontes não-renováveis de energia, dado que a energia hidroelétrica é uma fonte renovável, porém, uma das mais tradicionais formas de obtenção de energia.

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A entrada em operação de centenas de usinas hidrelétricas e nucleares não conseguiu diminuir

drasticamente, como se esperava, a participação do carvão, não somente porque essas fontes

de energia representam grandes investimentos iniciais e provocam sério impacto no meio

ambiente, mas também porque a disponibilidade de grandes jazidas de carvão mineral é ainda

grande.

O carvão mineral é um material sólido, poroso, de combustão difícil, porém duradoura, e

capaz de gerar grande quantidade de calor. Pode ser produzido por processo artificial, pela

queima incompleta da madeira, como o carvão vegetal ou originar-se de um longo processo

natural, denominado encarbonização, pelo qual substâncias orgânicas, sobretudo vegetais, são

submetidas à ação da temperatura terrestre durante cerca de 300 milhões de anos e

transformam-se em carvão mineral. Em função da natureza desses processos, o carvão vegetal

é também chamado de artificial, e o carvão mineral, de natural.

Carvão Mineral (carvão natural)

De acordo com a maior ou menor intensidade da encarbonização, o carvão mineral - também

chamado carvão fóssil ou de pedra - pode ser classificado como linhito, carvão betuminoso e

sub-betuminoso (ambos designados como hulha) e antracito. A formação de um depósito de

carvão mineral exige inicialmente a ocorrência simultânea de diversas condições geográficas,

geológicas e biológicas. Primeiro deve existir uma vegetação densa, em ambiente pantanoso,

capaz de conservar a matéria orgânica. A água estagnada impede a atividade das bactérias e

fungos que, em condições normais, decomporiam a celulose. A massa vegetal assim

acumulada, no prazo de algumas dezenas de milhares de anos - tempo curto do ponto de vista

geológico - transforma-se em turfa, material cuja percentagem de carbono já é bem mais

elevada que a da celulose.

Na etapa seguinte, que leva mais algumas dezenas de milhões de anos, a turfa multiplica seu

teor de carbono e se transforma na primeira variedade de carvão, o linhito, cujo nome provém

de sua aparência de madeira. Em seguida, surge a hulha, primeiro como carvão betuminoso,

depois como sub-betuminoso. Na fase final, a hulha se transforma em antracito, com teores de

até 90% de carbono fixo.Quanto maior o teor de carbono, maior também é o poder energético.

Por isso, a turfa, que tem teor muito baixo e alta percentagem de umidade, nem sempre pode

ser aproveitada como combustível, e nesse caso serve para aumentar a composição de matéria

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orgânica dos solos. Encontrada nos baixios e várzeas, ou em antigas lagoas atulhadas, a turfa

caracteriza-se pela presença abundante de restos ainda conservados de talos e raízes. Já o

linhito, muito mais compacto que a turfa, é empregado na siderurgia, como redutor, graças a

sua capacidade de ceder oxigênio para a combustão. É utilizado também como matéria-prima

na carboquímica. Quando o linhito se apresenta brilhante e negro, recebe o nome de azeviche.

Em virtude dessa estrutura complexa e variável, o carvão mineral apresenta diversos

tipos. Seu emprego para fins industriais obedece a uma classificação que toma como base à

produção de matéria volátil e a natureza do resíduo. Assim, há carvões que se destinam à

produção de gás, de vapor ou de coque, que é um carvão amorfo, resultante da calcinação do

carvão mineral e de largo emprego na siderurgia.

Carvão Vegetal (carvão artificial)

O processo tradicional de obtenção do carvão vegetal dá-se pela queima ou aquecimento de

madeira, em temperaturas que variam entre 500 e 600º C, na ausência de ar. Empilham-se

estacas de madeira, cobertas parcialmente por terra, para limitar a entrada de ar, e procede-se

a queima. Trata-se de uma técnica bastante primitiva, que não permite o aproveitamento de

nenhum subproduto, geralmente usada por pequenos produtores, que operam no próprio local

de desbaste das árvores. O processo industrial utiliza fornos, pré-aquecidos à temperatura de

300º C, nos quais são colocados pedaços relativamente pequenos de madeira seca. Esse

processo permite a produção em escala incomparavelmente maior de carvão vegetal destinado

à siderurgia do ferro gusa e à obtenção de subprodutos, como metanol, ácido acético, piche,

óleo e gás.

2.1.2 Petróleo

Fisicamente, o petróleo é uma mistura de compostos de carbono de diferentes composições.

Esses componentes dividem-se em grupos ou frações, delimitadas por seu ponto de ebulição.

Os intervalos de temperatura e a composição de cada fração variam com o tipo de petróleo.

As frações cujo ponto de ebulição é inferior a 200º C, entre eles a gasolina, costumam receber

o nome genérico de benzinas. A partir do mais baixo ponto de ebulição, de 20º C, até o mais

alto, de 400º C, tem-se, pela ordem: éter de petróleo, benzina, nafta ou ligroína, gasolina,

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querosene, gasóleo (óleo diesel) e óleos lubrificantes. Com os resíduos da destilação produz-

se asfalto, piche, coque, parafina e vaselina.

O petróleo existe na Terra no estado sólido e líquido e é reconhecido como grande “benfeitor”

da humanidade. Era conhecido e usado pelos povos mais antigos, sobretudo na forma de

betume, que servia para muitas coisas, entre as quais construir estradas e calafetar

embarcações. Ganhou importância no mundo moderno quando substituiu o óleo de baleia na

iluminação pública das cidades européias. Até então, aproveitava-se o petróleo que aflorava

espontaneamente à flor da terra - o primeiro poço perfurado para extraí-lo foi obra do

americano Edwin L. Drake, em Titusville, Pensilvânia, nos Estados Unidos, em 1859. Logo

ele estava sendo extraído em toda parte e a invenção do motor de combustão interna elevou-o

à condição de mais importante fonte de energia da sociedade moderna, mas o petróleo serve

para muito mais coisas do que simplesmente produzir gasolina. Refinado, ele se transforma

também em querosene, óleo diesel, óleo lubrificante, solventes, tintas, asfalto, plásticos,

borracha sintética, fibras, produtos de limpeza, gelatinas, remédios, explosivos e fertilizantes.

Ao longo do século XX, produziu também incontáveis guerras, invasões, disputas territoriais,

golpes de Estado, revoluções, cismas políticos. O Oriente Médio, os Estados Unidos e os

territórios da antiga União Soviética são os maiores produtores – sendo que os EUA são

responsáveis por aproximadamente 25% do consumo mundial3.

Embora os derivados do petróleo sejam consumidos no mundo inteiro, o óleo cru é produzido

comercialmente num número relativamente diminuto de lugares, muitas vezes em áreas de

deserto, pântanos e plataformas submarinas. O volume total de petróleo ainda não descoberto

em terra e na plataforma continental é desconhecido, mas a indústria petrolífera desenvolveu

o conceito de "reserva provada" para designar o volume de óleo e gás que se sabe existir e

cuja extração é compensadora, considerados os custos e os métodos conhecidos.

Conforme relatório das Nações Unidas (Ocean Oil Weekly Report, de 7 de fevereiro de 1994),

que toma como base a produção média de 1991, o estoque mundial de óleo estaria esgotado

em 75 anos. Das reservas atuais, 65% estão no Oriente Médio. Segundo o relatório, o volume

3 www.geocities.com/capecanaveral.htm

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de óleo remanescente na Terra é de 1,65 trilhões de barris, constituídos de 976,5 bilhões de

barris de óleo de reserva provada e de 674 bilhões de barris de óleo4.

Presume-se que ainda existam por serem descobertos cerca de 800 a 900 bilhões de barris de

petróleo no mundo. No Oriente Médio, a maior parte do óleo descoberto e por descobrir

encontra-se sob a terra, mas no restante do mundo o óleo potencial deverá ser encontrado na

plataforma continental (A Petrobrás e a Shell são os líderes mundiais em exploração e

produção em águas profundas). Atividades de exploração e produção estão sendo

desenvolvidas nas plataformas do Brasil, golfo do México, Noruega, Reino Unido, Califórnia,

Nigéria e, em menor escala, China, Filipinas e Índia. São de especial interesse os mares

semifechados marginais, como mar do Norte, golfo Pérsico, mar da Irlanda, baía de Hudson,

mar Negro, mar Cáspio, mar Vermelho e mar Adriático, que apresentam cortes sedimentares

adequados e lâminas d'água relativamente pequenas.

Tabela 2: Maiores produtores de petróleo em 1997.

País Produção (milhões de toneladas) % Produção mundial Reservas/Produção (anos)

1 Arábia Saudita 428,8 12,8 83,5

2 EUA 382,9 11,4 9,7

3 Ex-URSS 352,6 10,5 25,8

4 Irã 183,8 5,5 69,1

5 México 163,6 4,9 42,8

6 Venezuela 162,4 4,8 57,3

7 China 158,5 4,7 20,8

8 Noruega 155,5 4,6 9,6

9 Reino Unido 129,9 3,9 4,6

10 Emir. Árabes Unidos 117,3 3,5 107,4

Subtotal 2.235,3 66,5% -

20 Brasil 40,3 1,2% 17,4

Total 3.361,6 100,0% 41,9

Fonte: BP Statistical Review of World Energy -1997 apud. Coutinho, 1998, p.3.

2.1.3 Gás Natural

O Gás Natural, que é uma mistura de hidrocarbonetos (principalmente Metano), é um

combustível sem cor e sem cheiro e que se caracteriza por ser menos poluente do que outros

4 O barril, medida habitual dos óleos, contém 159 litros. A densidade do petróleo é variável, com valor médio de 0,81, o que significa 129 quilos por barril. Um metro cúbico contém 6,3 barris, e uma tonelada, 7,5 barris.

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combustíveis fósseis. É uma das formas de energia mais populares nos dias de hoje. É usado

para aquecer, para produzir eletricidade e muitos outros usos, principalmente na indústria.

O Gás Natural é encontrado na maioria das vezes quando se está perfurando o solo em busca

de petróleo, quando é trazido para a superfície e refinado. Geralmente é transportado através

de gasodutos; fábricas e geradoras de energia o obtêm diretamente do gasoduto, reduzindo

drasticamente seus custos operacionais. Os consumidores residenciais geralmente recebem o

gás de uma distribuidora, que adiciona odor ao produto por medida de segurança.

A Produção é uma parte complicada, porque nem sempre se bombeia gás puro, ele pode estar

misturado com o óleo. Os principais componentes são: Metano, Etano, Propano, Butano, Iso-

Butano e gasolina natural, que é uma mistura de pentanos com hidrocarbonetos pesados.

O processamento final das refinarias de gás envolve duas operações básicas: Extração do gás

natural do gás extraído e fracionamento do gás em componentes separados. Esses

componentes são obtidos tanto na forma líquida quanto na forma gasosa. Após o

processamento do gás, ele é transportado através de dutos até o centro consumidor e chega na

distribuidora. Os dutos são confiáveis e eficientes. Apenas 3% do gás transportado é perdido

no processo5. O Gás transportado precisa ficar armazenado em algum lugar, esperando para

ser consumido, sendo prática comum armazená-lo no subterrâneo, geralmente em

reservatórios vazios, aqüíferos e até cavernas, todos especialmente preparados. Não tão

comum, mas também usado é a armazenagem do gás em forma líquida, para isso são

construídos grandes tonéis.

Nos EUA, produtores de energia pressionados por legislações ambientais estão usando o gás

no lugar de carvão para gerar eletricidade. Nas indústrias o gás natural é usado na manufatura

de papel, metais, insumos químicos, vidro e até certos tipos de comida. O gás é usado também

no processamento do lixo. A despeito de ser um combustível fóssil, as leis de proteção ao

meio ambiente irão tornar o gás natural, no médio prazo, a escolha energética mais popular.

Para completar, o gás natural encontrou usos como combustível de automóveis e células de

energia.

5 www.geocities.com/capecanaveral.htm

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20

Pelo fato do Gás natural ser o combustível fóssil mais limpo ele pode ajudar a melhorar a

qualidade do ar e da água, especialmente quando for usado no lugar de combustíveis mais

poluentes. A combustão do gás natural não emite Dióxido de enxofre (SO2) ou matéria

particulada, tem menos emissões de monóxido de carbono (CO), hidrocarbonetos reativos,

óxido de nitrogênio (NOx) do que outros combustíveis fósseis, porém, tal como o petróleo e o

carvão, não pode ser considerado como alternativa em longo prazo, em razão de suas reservas

serem finitas.

0

10

20

30

40

50

60

Tril

hões

de

met

ros

cúbi

cos

Total da América do Norte

Total da América Central edo Sul

Total da Europa

Total da Ex-UniãoSoviética

Total do Oriente Médio

Total da África

Gráfico 2: Distribuição das reservas provadas de gás no mundo.

Fonte: www.gasenergia.com.br

2.1.4 Energia Nuclear

A energia nuclear provém da fissão nuclear do urânio, do plutônio ou do tório ou da fusão

nuclear do hidrogênio. Atualmente utiliza-se quase somente o urânio. O fator básico é que da

fissão de um átomo de urânio são produzidos 10 milhões de vezes a energia produzida pela

combustão de um átomo de carbono do carvão ou do petróleo. Como se vê a energia nuclear é

uma forma de energia bastante concentrada. Em 16 de julho de 1945, ocorreu em

Alamogordo, no estado americano de Nevada, o primeiro teste de uma bomba nuclear. A

experiência prenunciou as explosões que destruiriam grande parte das cidades japonesas de

Hiroxima e Nagasaki em 6 e 9 de agosto do mesmo ano. O fundamento físico de tais

explosões, a energia nuclear, encontrou mais tarde vasto campo de aplicações pacíficas. A

energia nuclear é a que se obtém por processos de transformação de núcleos atômicos em

outros, mediante mecanismos de fissão de núcleos pesados em fragmentos menores, ou de

fusão de núcleos leves em outros maiores.

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21

Logo depois de anunciada a descoberta da fissão nuclear, em 1939, também se observou que o

isótopo fissionável que participa da reação é o urânio-238 e que se emitem nêutrons no

processo. Especulava-se na época que uma reação de fissão em cadeia poderia ser explorada

como fonte de energia. No entanto, ao iniciar-se a segunda guerra mundial, em setembro de

1939, os físicos voltaram suas pesquisas para tentar usar a reação em cadeia para produzir

uma bomba.

No início de 1940, o governo americano destinou recursos para uma pesquisa que mais tarde

se transformou no Projeto Manhattam. Esse projeto incluía trabalhos sobre enriquecimento de

urânio para obter urânio-235 em altas concentrações e também pesquisas para o

desenvolvimento de reatores nucleares. Eram dois os objetivos: compreender melhor a reação

em cadeia para projetar uma bomba nuclear e desenvolver uma forma de produzir um novo

elemento químico, o plutônio, que, segundo se acreditava, seria físsil e poderia ser isolado

quimicamente a partir do urânio.

O primeiro reator nuclear foi construído na Universidade de Chicago, sob a supervisão do

físico italiano Enrico Fermi. O equipamento produziu uma reação em cadeia em 2 de

dezembro de 1942. Imediatamente após a segunda guerra mundial, cientistas e engenheiros de

vários outros países empreenderam pesquisas destinadas a desenvolver reatores nucleares para

a produção de energia em larga escala. Em 1956, o Reino Unido inaugurou em Calder Hall a

primeira usina nuclear totalmente comercial. Um ano depois, entrou em operação a primeira

usina americana desse tipo.

O número de grandes usinas nucleares aumentou rapidamente em muitos países

industrializados até o final da década de 1970. Depois disso, houve uma significativa redução

no ritmo de utilização da energia nuclear para fins comerciais, por diversas razões: o custo de

construção de novas usinas nucleares era alto e a opinião pública pressionava contra a

construção de usinas, principalmente depois dos catastróficos acidentes ocorridos na usina de

Three Mile Island, nos Estados Unidos, e em Tchernóbil, na Ucrânia, então parte da União

Soviética. Entretanto, França, Japão, Coréia do Sul e Tailândia, que dispõem de poucas

alternativas energéticas, continuaram a usar a energia nuclear.

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Gráfico 3: Produção de energia elétrica por centrais nucleares no mundo em 1999 e participação na produção total. Fonte: Souza, 2002, p.13

Três tipos de reações nucleares produzem grandes quantidades de energia:

(1) a desintegração radioativa, processo segundo o qual um núcleo se converte

espontaneamente no núcleo de outro isótopo ou elemento;

(2) a fissão nuclear, pela qual um núcleo pesado se divide em dois outros e libera a energia

neles contida;

(3) a fusão nuclear, segundo a qual dois núcleos atômicos leves, submetidos a temperaturas

elevadíssimas, reagem para formar um único núcleo, de peso maior.

Todos os reatores nucleares produzem energia a partir da reação de fissão, mas os cientistas

acreditam que a fusão nuclear controlada pode originar uma fonte de energia alternativa

relativamente barata de geração de eletricidade, o que ajudaria a conservar o suprimento de

combustíveis fósseis do planeta, em rápido esgotamento.

Num reator nuclear, essa série de fissões é cuidadosamente controlada, o que permite utilizar

a enorme quantidade de energia liberada, que ocorre em forma de radiação e de energia

cinética dos produtos da fissão lançados a altas velocidades. Boa parte dela se transforma em

PARTICIPAÇÃO DA GERAÇÃO NUCLEOELÉTRICA GERAÇÃO NUCLEOELÉTRICA (TWh)NA GERAÇÃO TOTAL (%)

Paquistão ChinaBrasil India

Holanda México Africa do Sul Argentina Romênia Canadá Rússia

EUA Rep. Tcheca Formosa (Taiwan) Reino Unido

Espanha Alemanha Finlândia Japão Suiça

Armênia EslovêniaHungria Rep.Coréia

Ucrânia Suécia Rep.Eslovaca Bulgária Bélgica Lituânia França

100 80 60 40 20 300 150 450 600 750 0

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energia térmica quando os produtos da fissão entram em repouso. Uma porção dessa energia é

usada para aquecer água e convertê-la em vapor de alta pressão, que faz funcionar uma

turbina. A energia mecânica da turbina é então convertida em eletricidade por um gerador.

Além de valiosa fonte de energia elétrica para uso comercial, os reatores nucleares também

servem para impelir alguns tipos de navios militares, submarinos e certas naves espaciais não-

tripuladas. Outra importante aplicação dos reatores é a produção de isótopos radioativos,

amplamente usados na pesquisa científica, na terapêutica e na indústria. Os isótopos são

criados pelo bombardeamento de substâncias não-radioativas com os nêutrons liberados

durante a fissão.

A manipulação dos produtos radioativos da fissão é um problema mais difícil de resolver do

que a contenção do núcleo do reator. Alguns desses resíduos nucleares se mantêm

perigosamente radioativos por milhares de anos e, portanto, devem ser eliminados ou

armazenados de forma permanente. Ainda não foi descoberto, no entanto, um método prático

e seguro de tratamento desses resíduos.

A questão da importância do elemento humano para o correto funcionamento das usinas

nucleares voltou a ser debatida após a catástrofe de Tchernóbil, em 1986. Um dos quatro

reatores da usina explodiu e pegou fogo. Antes que a situação pudesse ser controlada, 31

pessoas haviam morrido. Aproximadamente 25% do conteúdo radioativo do reator vazou,

135.000 pessoas tiveram que ser evacuadas do local e uma imensa área na vizinhança da usina

foi de tal forma contaminada pela radioatividade que não pode mais ser cultivada. Na época,

estimou-se que de quatro mil a quarenta mil casos de câncer resultariam desse acidente.

2.2 FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA

As Energias Renováveis são aquelas surgidas como soluções para diminuir o impacto

ambiental e para contornar o uso de matéria prima que normalmente é não renovável, como o

carvão e petróleo. Existem algumas delas que já alcançaram grandes avanços e estão bastante

difundidas. A Energia Solar e a Energia Eólica vêm tomando lugar antes ocupado pela energia

elétrica convencional com a vantagem de serem oriundas de fontes renováveis e muito menos

agressivas ao meio ambiente, precisando apenas de um investimento inicial, enquanto a

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biomassa se apresenta como uma alternativa viável em médio prazo e uma vantagem

competitiva para os países tropicais, podendo transformar-se em um dos pilares da estratégia

energética desses países, trazendo maior qualidade de vida e uma maior soberania para essas

nações.

2.2.1 Subprodutos energéticos provenientes do setor sucroalcooleiro:

2.2.1.1 O Álcool

A produção de etanol é uma atividade que remonta a milhares de anos, em períodos “antes de

Cristo”, com algumas fontes atribuindo sua descoberta aos chineses e outras, aos árabes. De

acordo com citações (MORAES, 2002, p.157), de Alexander King, “A fermentação de

açúcares para a produção de álcool foi uma das primeiras invenções do homem,

simultaneamente com as primeiras ferramentas”; ou o fato de se encontrarem na China, no

ano 1000 antes de Cristo, fórmulas se reportando à destilação de “fortes espíritos” da

fermentação de arroz; ou, segundo os árabes, “esses espíritos como essência de toda

substância”.

Consumido por séculos como bebida, apenas no final do século XIX, na Alemanha, surge

como combustível por meio de experiências de Nicolas Otto. Sendo aplicado em larga escala

pela primeira vez em 1908, por Henry Ford, nos EUA, em seus “modelos T”. A Standard Oil

Company utilizou 25% de etanol em mistura com gasolina, de 1920 a 1924, em Baltimore,

EUA, e nos anos 30, havia 2.000 postos com “gasohol” no Meio-Oeste norte –americano. Na

Primeira Guerra Mundial, o “combustível imperial”, na Alemanha, tinha 25% a 30% de

etanol, sendo obrigatório seu uso a partir de 1930.

O predomínio do petróleo, no século XX, como fonte de energia, efetivamente neutralizou o

desenvolvimento de fontes alternativas. Situação esta que perdurou até o início da década de

80, quando em virtude dos sucessivos “choques” na oferta e o conseqüente aumento da

volatilidade do preço do petróleo foram iniciados esforços para desenvolvimento de novas

soluções para provimento das necessidades de energia do mundo.

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Pressões ambientais e o questionamento dos efeitos do uso dos derivados do petróleo,

ocorridos a partir nos anos 70 também contribuíram para que países como o Brasil e os EUA

expandissem a produção de etanol para uso como aditivo da gasolina ou combustível único.

Uma terceira onda surgiu acentuadamente a partir dos anos 90, caracterizada por dois fatores

importantes: a questão extremamente relevante do efeito estufa e os graves problemas

ambientais causados pelo MTBE6, constatados nos EUA e no Japão, e a elevação real dos

preços dos preços internacionais do petróleo com o retorno da Opep mais estruturada e ativa.

Nessa linha, vale salientar alguns fatos atuais que aumentaram a importância do etanol (Ibid.,

p.158):

a) Os baixos preços das commodities e a busca de alternativas agrícolas;

b) O protocolo de Kyoto (1997) e a necessidade de os países reduzirem suas emissões

de CO2, salientando-se que as emissões decorrentes do uso de combustíveis fósseis

respondem por mais de 50% do total das fontes emissoras;

c) As alianças internacionais efetivadas entre o Brasil, EUA, México, Canadá e

Suécia, com um trabalho intenso no desenvolvimento dos mercados de etanol,

devendo haver em curto prazo a participação da Tailândia e tendo a China como

observadora;

d) Um claro posicionamento da participação da Índia a favor de um programa de

mistura do etanol na gasolina desse país;

e) A criação da Global Alliance (Austrália, Brasil, África do Sul, Colômbia,

Guatemala, Tailândia e Índia) com a defesa do livre mercado e, obviamente, da

luta contra os mecanismos protecionistas dos países desenvolvidos, somando-se ao

chamado “Grupo de Cairns”7. As definições da reunião da Organização Mundial

do Comércio no mês de novembro de 2001 em Doha, Catar, por uma nova rodada

de negociações em que a agricultura é prioridade, reacendem as esperanças de

países como o Brasil e de setores como o de açúcar e o de álcool;

f) As resoluções em discussão na União Européia sobre o uso mandatário de

combustíveis renováveis, em porcentagem crescente até 2010, abrem perspectivas

formidáveis para o etanol.

6 Metil tert-Butil Éter. Líquido inflamável usado como aditivo na gasolina sem chumbo para melhorar a combustão do motor. É resultado da mistura de Isobutileno e Metanol. 7 Grupo de Cairns é formado pelos 15 países de maior produção agrícola entre os países em desenvolvimento.

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O Mercado de etanol no mundo

O etanol teve seu uso voltado basicamente para fins industriais e para bebidas até o início da

década de 90, quando houve um aumento de seu consumo como combustível, representando

cerca de 60% do total consumido. A partir do final da década de 90 verificou-se um

crescimento constante da demanda nos EUA, tendo dois fatores a exercer pressão para

expandir o mercado de etanol, são eles (Ibid., p.160):

a) o programa há pouco tempo aprovado pelo ex-Presidente Clinton sobre

expansão do uso de biomassa para fins combustíveis;

b) A questão do MTBE (éster oxigenado da gasolina e derivados do petróleo) e a

poluição das águas: o MTBE é o mais importante oxigenante da gasolina

(cerca de 2% da demanda de gasolina nos EUA – 500 bilhões de litros por

ano).

00,05

0,10,15

0,20,25

0,3

US

$ em

milh

ões

de b

arris

/dia

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Ano

Álcool Combustível MTBE

Gráfico 4: EUA: álcool combustível vs. MTBE (US$ em milhões de barris/dia). Fonte: Moraes, 2002, p.161.

O consumo dos oxigenantes é crescente, tanto nos EUA quanto no resto do mundo,

mostrando-se a partir do ano 2000 crescente para o etanol e claramente decrescente para o

MTBE. Segundo Moraes (2002, p.161), o uso do MTBE desaparecerá entre 2005 e 2010,

enquanto será acelerado o crescimento do uso do etanol nos EUA.

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Tabela 3: Consumo de oxigenantes nos EUA (na gasolina – bilhões de litros)

Produto 2000 2003(2) 2005(2) MTBE 14,0(1) 5,0 2,0 Etanol 5,6 12,0 15,0 Fonte: Moraes (2002, p.162).

(1) Califórnia e New York consomem 60% do volume total (2) Estimativas pessoais

Nota: Considerou-se a adoção do etanol pela Califórnia em 2003 e pelo Nordeste Americano em 2005.

Há também mais alguns fatores relevantes que podem contribuir para um aumento da

demanda de etanol nos EUA (Ibid., p.163):

a) Dado a projeção de demanda crescente, o posicionamento do setor petrolífero em não

querer ficar no que chamam de dependência do Meio-Oeste norte-americano

(produtores de álcool de milho), temendo que pressões monopolísticas impactem o

preço da gasolina, pode favorecer importações do álcool brasileiro;

b) O governo da Califórnia também vem se posicionando com o intuito de não ficar na

dependência única dos produtores de álcool do Meio-Oeste, abrindo, inclusive,

possibilidades para a importação de álcool do Brasil;

c) Foi criada nos EUA a Governors’ Etanol Coalition (GEC) (Coalizão dos

Governadores norte-americanos Pró-Etanol) composta de 24 Estados mantenedores,

com um trabalho efetivo, técnico e com grande impacto na sociedade. Há também, na

GEC, as alianças internacionais de suporte ao desenvolvimento sustentado do mercado

internacional para o etanol e para trocas de tecnologia entre EUA, Brasil, Canadá,

México e Suécia e, provavelmente, com Tailândia, Índia e China.

No Brasil, a demanda por etanol passou por diferentes momentos, tendo como ponto de

inflexão a tremenda queda nas vendas do ano de 1990, motivada pela falta do álcool hidratado

e por pressões de montadoras e empresas de petróleo.

A queda nas vendas dos carros a álcool levou a uma expressiva perda de demanda do álcool

hidratado. O gráfico abaixo mostra que o grande crescimento da frota geral no Brasil ocorreu

quando as vendas de carros a álcool foram inexpressivas, desde 1995.

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28

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

part

icip

ação

per

cent

ual

nas

vend

as to

tais

carros a gasolina

carros a alcool

Gráfico 5 : Participação relativa das vendas de veículos a gasolina e a álcool entre 1975 e 1996. Fonte: Rosillo-Calle; Cortez apud. Corazza, 1999, p.6 Vantagem ambiental e importância estratégica

Cada tonelada de cana-de-açúcar direcionada para a produção de álcool combustível (que,

sendo anidro ou hidratado, substitui o uso de combustíveis fósseis), em termos do CO2

gerador de efeito estufa, apresenta um saldo médio da ordem de 0,17 tonelada de CO2. Ou

seja, já computadas todas as emissões realizadas no processo de produção de álcool (fase

agrícola e industrial) e as emissões resultantes da queima final do álcool como combustível

nos veículos, a “absorção” realizada pela cana em sua fase de crescimento apresenta um saldo

(de eliminação de CO2 da atmosfera) de 0,17 tonelada por tonelada de cana cultivada. Em

números gerais, temos um resultado expressivo: por praticar um consumo anual na faixa de 13

bilhões de litros de álcool (substituindo proporções equivalentes de consumo de petróleo não

renovável), o Brasil mitiga e neutraliza mais de 30% das emissões causadoras de efeito estufa,

provocada pelo conjunto da frota nacional de veículos (MORAES, 2002, p.204).

Essa contribuição foi exemplificada por Laura Tetti em uma simulação de uma produção e

consumo adicional de 500 milhões de litros de álcool/ano (Ibid., p.205). Esses 500 milhões de

litros adicionais seriam o volume de álcool necessário para abastecer uma frota de novos 100

mil carros (movidos a álcool hidratado), ou em termos de álcool anidro, a quantidade

necessária para substituir o tóxico MTBE em uma frota de 1 milhão de carros movidos à

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29

gasolina (utilizando-se o padrão brasileiro de mistura mínima de 20% de álcool, na gasolina);

ou uma frota de 2 milhões de carros (praticando a adição de 10% de álcool, conforme já

acontece nos Estados Unidos); ou, ainda, em uma frota de 4 milhões de veículos (utilizando-

se uma proporção de 5% de álcool adicionado com outras substâncias – o ETBE, conforme o

definido para os combustíveis da União Européia). A produção nacional de 500 milhões de

litros de álcool adicionais (e seu consumo, que substitui o uso de derivados de petróleo)

resultaria em uma redução de emissões da ordem de 3.500.000 toneladas/ano de CO2. Ou seja:

3.500.000 toneladas equivalentes de CO2 a serem comercializadas anualmente, por um prazo

de 10 anos (tempo mínimo de duração de uma frota veicular, antes de seu completo

sucateamento).

A utilização do etanol como combustível tem-se demonstrado estratégica para o Brasil, em

virtude de suas externalidades positivas únicas para nossa economia. Ao considerarem-se

somente os benefícios econômicos, o álcool como combustível mostra-se extremamente

relevante, contribuindo para agregação de valor à cultura da cana-de-açúcar, aumento do

emprego e renda para os estados produtores e criando condições para o desenvolvimento de

uma importante indústria nacional de bens de capital.

Mas também há outros benefícios econômicos e estratégicos partindo-se de uma visão de

médio e longo prazos. O governo brasileiro realiza intensos trabalhos junto a outros países

produtores visando à criação de um mercado mundial de etanol, ou seja, transformar o álcool

em uma commodity internacional, como forma de melhor posicionar o etanol para o potencial

mercado em formação com a substituição do perigoso MTBE como aditivo oxigenante da

gasolina e para firmar-se como opção viável para as novas células de combustível que

moverão os automóveis da próxima década, que obterão hidrogênio de forma indireta, pela

“reforma” de combustíveis já existentes.

Novas tecnologias e processos produtivos que estão sendo desenvolvidos e brevemente

estarão disponíveis comercialmente, ajudam a traçar um horizonte extremamente promissor

para o mercado de etanol, no Brasil e no mundo. Um exemplo é a tecnologia dos chamados

carros “flexíveis”, com motores bicombustíveis8, que darão uma grande liberdade de escolha

para o consumidor e acabarão com um dos grandes temores em relação à compra de um carro

8 Motores bicombustíveis são motores especialmente adaptados para usar, no caso brasileiro, álcool e gasolina em qualquer proporção ou em sua forma pura.

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a álcool – a dependência de um combustível que teve reveses em sua oferta e perdeu a

confiança de parte dos consumidores.

De acordo com a Unica – União da Agroindústria Canavieira de São Paulo, a indústria

automobilística nacional demonstrava desde o ano de 2002 inclinação pela adoção de veículos

movidos à gasolina e álcool (JORNAL CANA, 2003), sendo constatado em pesquisa

encomendada ao IBOPE que os veículos bicombustíveis, os chamados flexible fuel, seriam

bem aceitos, caso adotados.

Outra tecnologia que promete revolucionar o mercado de etanol é a DHR (Dedini Hidrólise

Rápida), patenteada pela Dedini S.A. Indústrias de Base em todos os países onde existe

razoável desenvolvimento do setor sucroalcooleiro. Essa tecnologia permite praticamente

dobrar a produção de álcool por hectare de cana, passando dos atuais 6,4 mil litros para até

12.050 mil litros, por meio de hidrólise, fermentação e destilação da palha e do bagaço da

cana (BRITO, 2003, p.b-13).

Os impactos da implantação em escala comercial desta tecnologia serão expressivos, pois o

álcool DHR terá preço de U$ 14 a U$ 15 o barril, sendo bastante competitivo em relação ao

petróleo, que atualmente atinge a cotação de U$ 30 para o tipo Brent, contribuindo para

fortalecer a posição do álcool como nova opção mundial no mercado de combustíveis.

2.2.1.2 Cogeração de energia a partir do bagaço

As usinas de açúcar e álcool passaram por vários entraves econômicos na última década, com

a comercialização dos seus principais produtos mantida sem grandes alterações neste período,

especialmente no mercado de álcool, em virtude da queda nas vendas de veículos movidos a

etanol, aliado ao impacto que desregulamentação causou no setor. Isto fez com que as usinas

mudassem seu planejamento e definissem novas metas para poderem continuar no mercado.

Atualmente, observa-se um maior interesse por parte das usinas em investir na co-geração de

energia, tendo em vista: a) as recentes modificações do setor elétrico nacional, que abrem

possibilidades de comercializar a energia excedente produzida a partir da queima do bagaço

de cana, o qual era utilizado somente na agroindústria; b) garantia de compra por um número

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cada vez maior de empresas a um preço do MWh (megawatt-hora) capaz de remunerar os

investimentos, dado o crescimento econômico do país, a escassez de energia e o novo quadro

institucional regente do mercado de energia nacional, mais favorável às formas renováveis de

produção de energia.

Diante deste cenário, as usinas sucroalcooleiras podem atuar como empresas energéticas,

através da utilização de uma fonte renovável (bagaço de cana), aproveitando a possibilidade

de aumentar sua receita. De acordo com Miranda-Stalder e Burnquist, citado por Bartholomeu

(2001, p.2), o bagaço utilizado para a produção de energia pode elevar em até 53,18% a

margem de comercialização9, apresentando, assim o maior incremento relativo, se comparado

com outros subprodutos da usina.

A utilização do bagaço para a energia será o grande negócio da usina, talvez até superando no futuro os dois negócios principais que movem a usina hoje, o açúcar e o álcool.

Maurílio Biagi Filho – Presidente da Companhia Energética Santa Elisa, apud. Moraes, 2002, p.214.

Características da atividade de co-geração a partir do bagaço

O processo de co-geração corresponde à geração simultânea de energia térmica e elétrica, a

partir de uma mesma fonte primária de energia. A energia mecânica pode ser utilizada na

forma de trabalho (como por exemplo, o acionamento de moendas numa usina de açúcar e

álcool) ou transformada em energia elétrica através de gerador de eletricidade. O combustível

utilizado na co-geração pode ser petróleo, gás natural, carvão ou biomassa (COELHO, 1999,

p.36).

A terminologia adotada no setor elétrico diferencia dois tipos de co-geradores: a) o

autoprodutor (AP), pessoa física, jurídica ou consórcio detentor de uma concessão ou

autorização para produzir energia elétrica para consumo próprio. Em 1998 foi concedida

permissão para comercialização da energia excedente. As usinas sucroalcooleiras se

enquadram nesta categoria; e, b)produtor independente de energia elétrica (PIE), pessoa

9 A margem de comercialização é definida como a diferença entre o preço pelo qual uma unidade do produto processado é vendida e o quanto é pago por uma unidade equivalente da matéria-prima adquirida para produzir e vender esta unidade do produto. Também chamado de receita marginal ou saldo marginal.

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jurídica ou consórcio detentor de uma concessão ou autorização para produzir energia elétrica

parcial ou totalmente destinada ao comércio.

De acordo com Moraes (2002, p.217), o bagaço de cana-de-açúcar pode ser utilizado para

diversos fins, tais como: ração animal e matéria-prima para a produção de celulose, papel,

aglomerados e chapas semelhantes à madeira, contudo, o principal aproveitamento do bagaço

é na geração de energia elétrica10. Cada tonelada de cana-de-açúcar moída produz

aproximadamente 260 quilos de bagaço, considerando um teor de fibra médio de 13% e cerca

de 50% de umidade. Por sua vez, cada quilo de fibra seca produz cinco quilos de vapor

quando queimado (Ibid., p.218). A evolução da produção de energia co-gerada através do

bagaço de cana pode ser vista no Quadro 1. Percebe-se que a geração de energia pelo setor

sucroalcooleiro tem importância na matriz energética brasileira, ocupando o segundo ou

terceiro lugar em termos de volume de produção (GWh) entre os anos de 1988 e 1998. Além

disso, pode-se observar que a co-geração vem apresentando significativo crescimento (cresceu

111,9% no período analisado).

Com base na safra 99/00, considerando-se bagaço, pontas e palhas (o que pressupõe um salto tecnológico), o potencial de geração de energia setorial pode chegar a 12.000 MW, sendo da ordem de 70.000 MW a potência de energia elétrica instalada no Brasil (CARVALHO apud. MORAES, 2001, p.127).

10 De acordo com a Fiesp/Ciesp (2001), cerca de 95% dos resíduos de bagaço gerados são queimados em caldeiras para produção de vapor e eletricidade, sendo os outros 5% distribuídos em usos alternativos.

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Ano Bagaço1 Carvão Gás Natural Hidro Lenha Lixívia Óleo Combustível Diesel Outras Fontes2

1988 1878 132 - 3545 545 691 1687 330 2362

1989 1784 108 - 3586 520 782 1718 323 2142

1990 1744 103 654 3114 612 1023 1946 389 2344

1991 1876 108 739 3173 571 999 1881 386 2693

1992 2066 200 387 2780 790 1798 1863 345 2810

1993 2017 229 389 3370 564 1679 2024 352 3114

1994 2314 287 479 3238 656 2165 1959 356 2790

1995 2574 276 560 3449 646 2195 2103 378 2741

1996 3593 322 973 4324 669 2273 2130 709 2950

1997 3880 247 1107 4385 727 2509 2070 853 3357

1998 3978 257 1171 4980 687 2526 2112 1055 3613

Quadro 1: Produção de eletricidade por fonte de geração (1988-1998) – em GWh. Fonte: Ministério de Minas e Energia – MME (1999), retirado de Souza e Burnquist (2000, p. 27). 1 O montante inclui o consumo próprio das usinas sucroalcooleiras e comercializado com as concessionárias. 2 Refere-se às seguintes fontes de geração: gás de cozinha, outros resíduos e outras fontes secundárias.

Atualmente, a potência instalada de co-geração no setor sucroalcooleiro é 995MW, o que

corresponde a apenas 1,32% da potência instalada no setor elétrico nacional em 1998. A

região mais importante em termos de potência instalada é a Sudeste, especialmente no Estado

de São Paulo, com 131 usinas. Esta região é responsável por 62,2% da potência instalada do

país. Em seguida vem a região Nordeste, com 36% da potência instalada, seguida das regiões

Centro-Oeste e Sul, com 1,2% e 0,6% da potência de co-geração instalada. O Norte ainda não

apresenta qualquer participação. Estes dados podem ser mais bem visualizados no gráfico

abaixo:

619

358

12 6

SE NE CO S

Gráfico 6: Potência instalada (MW) de co-geração do setor sucroalcooleiro (1999)

Fonte: Eletrobrás apud. Bartholomeu, 2001, p.5.

Da potência instalada total, somente 700 MWh de energia elétrica estão sendo produzidos,

sendo que 660 MWh são consumidos no processo produtivo das usinas sucroalcooleiras e o

restante, comercializado junto ao setor elétrico (ANEEL apud. BARTHOLOMEU, 2001, p.5).

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Características do bagaço de cana

O bagaço da cana de açúcar é um subproduto do processo de extração do caldo, seja este para

a produção de açúcar ou de álcool. É utilizado como combustível nas caldeiras, devido ao seu

potencial energético. O vapor e a energia resultante eram totalmente utilizados no processo

industrial, sendo que algumas tinham excedente de energia, mas este era perdido, pois o

sistema estatal da época e os baixos preços do MWh inviabilizavam a comercialização desta

energia.

O teor de fibra do bagaço é um fator importante, pois a quantidade de bagaço que se obtém

por unidade de massa de cana depende do teor de fibra. Nas usinas pesquisadas, a

porcentagem de fibra se encontra entre 10,8% e 15%. Este valor varia muito em função da

espécie de cana-de-açúcar, com o número de cortes efetuados e condições climáticas. Na safra

1999/2000, devido ao clima desfavorável à cultura (seca e geada), houve uma queda nesta

percentagem, o que provocou grande variação do preço do bagaço de cana. Entretanto,

segundo Bartholomeu (2001, p.7), a safra anterior foi uma exceção, onde o valor da tonelada

do bagaço comercializado apresentou grande oscilação, passando de R$ 0,50 a R$ 32,00,

devido à quebra de produção, resultando numa pequena oferta de bagaço excedente, diante de

uma demanda acima do normal. Geralmente, segundo algumas usinas, o valor da tonelada do

bagaço oscila entre R$ 2,00 a R$ 3,50.

A falta de bagaço ocorre nas unidades que são ineficientes, ou seja, consomem elevada

quantidade de vapor durante o processo de co-geração, e naquelas que produzem cana-de-

açúcar com baixo teor de fibra. Além disso, também há usinas que possuem contratos com

distribuidoras de energia elétrica e precisam cumprir o fornecimento de energia. Sendo assim,

se a percentagem de fibra do bagaço cai, ocorre falta da matéria-prima para a co-geração. Por

outro lado, existem usinas que produzem uma quantidade excedente de bagaço

(provavelmente por produzirem energia somente na safra para consumo próprio), as quais

estariam ofertando bagaço.

Existem outras finalidades para o bagaço, as quais podem influenciar seu preço, tais como:

ração animal, estoque de segurança nas usinas, geração de energia em outras unidades

(sucroalcooleiras e citrícolas), fertilizante, matéria-prima para produção de celulose, papel,

aglomerados e outros produtos para o setor madeireiro, etc.

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Foi constatado que o mercado é bastante informal na comercialização do bagaço. As relações

de compra e venda ocorrem entre unidades que já possuem uma relação mais estreita. Outro

fator que as usinas levam em consideração ao comprar bagaço, além do relacionamento

mencionado acima, é a distância dos fornecedores. Para as usinas, o principal custo na compra

do bagaço vem do frete. Em alguns casos, o frete chega a aumentar em 75% o preço da

tonelada do bagaço, (Ibid., p.8).

A quantidade máxima de bagaço comercializada por uma usina em 1999 foi 110.000 ton e a

distância máxima dos fornecedores de bagaço à usina foi de 300 km. Estes valores foram

observados em conseqüência da baixa oferta de bagaço no mercado neste ano, obrigando as

usinas buscarem fornecedores mais distantes.

De acordo com Bartholomeu (2001, p.8), as usinas possuem um consumo específico de vapor

no processo de cogeração na faixa entre 450 a 560 kg/ton de cana. Verificou-se que há

predomínio de caldeiras de baixa pressão. Todas as usinas utilizam caldeiras de 21 bar e

algumas de 42 bar. Somente 7% também utilizam caldeira com pressão maior, como de 63

bar.

Com relação à capacidade instalada da usina, esta variou entre 8,2 MW e 45 MW, enquanto o

consumo de energia esteve entre 6,4 MWh e 17,0 MWh. Percebe-se, portanto que há um

excesso de capacidade instalada, que poderia ser aproveitada para a co-geração. De fato,

71,4% das usinas pesquisadas possuem excedente de capacidade instalada, que varia desde

1,0 MW até 30,0 MW. Isto não significa, entretanto, que a usina gera toda esta quantidade de

energia, mas somente o necessário para suas atividades. Algumas delas já possuem contrato

de fornecimento de energia com concessionárias, e outras estão com projetos de estudo de

viabilidade. Por outro lado, 14,3% das usinas consomem exatamente o que são capazes de

gerar e outros 14,3% possuem um consumo de energia maior do que a capacidade instalada.

O custo do Mwh gerado pelo setor sucroalcooleiro depende, sobretudo, dos seguintes

aspectos: (i) da geração ser firme (durante todo o ano), (ii) do potencial de expansão:

possibilidade de escala e (iii) do prazo do contrato.

Segundo Moraes (2002, p.232), a crise no setor elétrico possibilitou a melhoria na

remuneração da energia co-gerada no setor sucroalcooleiro. Enquanto há quatro anos o preço

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dos contratos de longo prazo variava entre R$ 31 e R$ 40/MWh, atualmente, as distribuidoras

nordestinas pagam em trono de R$ 80/MWh e no Sudeste o valor pode chegar a 67/MWh.

Distribuidora Preço (R$/MWh)

Cemig – MG R$ 60,00 (Usina Iturama) Guaraniana R$ 80,00 a R$ 90,00 (nove usinas em 2001

gerando excedentes para a Ceal – Alagoas) Cemat – MT Entre R$ 60,00 (Usina Itamarati) e R$ 80,00 CPFL – SP Em torno de R$ 50,00 (Vale do Rosário) CESP – SP R$ 65,00 (Projeto CGDE – CESP-Koblitz) Quadro 2: Exemplos de preços ofertados para o co-gerador sucroalcooleiro, 2001 (R$/MWh). Fonte: Moraes (2002, p.232).

Pode-se concluir que vários fatores interferem na decisão da usina em co-gerar energia a

partir do bagaço de cana. O preço pago pela concessionária pelo MWh deve ser atraente, ou

seja, deve cobrir os custos totais de geração (tais como impostos, depreciação e amortização,

custos operacionais, juros de financiamento, insumos, entre outros) e gerar um excedente pelo

qual a usina esteja disposta a investir. Atualmente, o PPA (Power Purchase Agreement)11,

contrato entre a concessionária e o cogerador, estabelece um valor de aproximadamente R$

65,00 pelo MWh .

O bagaço, por ser o combustível de todo o processo, também é um item de grande

importância. Adversidades climáticas podem diminuir a quantidade de bagaço disponível

(através de quebra de produção e/ou da porcentagem de fibra), e ocasionar aumentos nos

preço (diante do próprio aumento do valor da tonelada e, principalmente, do frete, devido ao

aumento da distância a ser percorrida). Diante disso, aumentar eficiência da estrutura de co-

geração da usina é positivo, a partir de caldeiras com maior pressão e com maior capacidade

de gerar excedentes de energia e de vapor, com conseqüente aumento da rentabilidade e

diminuição da dependência em relação ao bagaço.

Como resultado das novas linhas de crédito e das perspectivas em relação ao tratamento

diferenciado que as formas de energia alternativa terão no mercado nacional de energia, as

usinas iniciam investimentos visando aumentar sua capacidade de cogeração. Entre os

principais exemplos estão o da Companhia Energética Santa Elisa, que assinou um PPA em

agosto de 2001 para venda de 20MW por 12 anos à Companhia Paulista de Força e Luz

(CPFL), por R$ 63,00 MWh (Ibid., p.225). 11 Power Purchase Agreement. Acordo de compra de energia, normalmente de longo prazo, visando viabilizar projetos energéticos. Não confundir com Programa Pluri-Anual feito pelo governo brasileiro.

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As emissões evitadas com o uso do bagaço de cana para a geração de energia elétrica,

evitando a expansão do uso dos combustíveis fósseis (no caso brasileiro, resume-se à

alternativa do gás natural), apresentam números e resultados também de grandes dimensões.

Hoje todo setor sucroalcooleiro já é auto-suficiente e produz toda eletricidade que consome

em seus processos de produção, com várias unidades praticando a co-geração, fornecendo sua

energia elétrica excedente para as redes de distribuição.

Mesmo sendo utilizadas apenas as tecnologias mais convencionais, com uso difundido no

Brasil, em curto prazo (até o ano de 2005), o setor canavieiro poderá ofertar 3.000 MW de

eletricidade adicionais produzidos com o uso do bagaço de cana-de-açúcar (ou 13.500 GWh,

ou seja: 3.000 vezes as 4.500 horas/ano do período – ou duração padrão – das safras

canavieiras no Brasil).

Segundo Moraes (2002, p.206), considerando esse nível de produção de eletricidade a partir

do bagaço-de-cana, se produzidos com gás natural (na proporção de consumo de 4,5 milhões

m3/dia de gás natural para uma produção de 900 MW, considerada a tecnologia mais eficiente

no mercado), evitam o consumo e as emissões equivalentes a 2,9 bilhões m3/ano de gás

natural (3,5 milhões de toneladas equivalentes de petróleo ao ano, ou em termos de barris de

petróleo, consumo evitado equivalente a 20,4 milhões de barris/dia).

2.2.1.3 Biogás

O biogás é uma mistura de metano (CH4) – 50 a 70% e dióxido de carbono ou gás carbônico

(CO2) – 30 a 50%, podendo ser produzido em reatores ou biodigestores, ou captado de

depósitos naturais de aterros sanitários ou antigos depósitos de lixo onde essa digestão vem se

processando durante anos.

A produção do biogás, ou gaseificação da biomassa dos resíduos, apresenta sobre outros

processos de gaseificação, entre outras vantagens, a simplicidade de tecnologia e de operação,

a dispensa de uma secagem prévia das matérias-primas, resultando em maior eficiência na

transformação de energia (CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA, 1986, p.76).

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Algumas usinas estão conseguindo produzir biogás a partir do vinhoto que, depois de tratado

e engarrafado, pode ser usado como combustível em várias aplicações nas próprias usinas,

além disto a decomposição do vinhoto resulta em fertilizante de excelente qualidade,

evitando-se assim, a poluição de rios e mananciais pelo lançamento direto do vinhoto, que é

originalmente um resíduo tóxico.

Apesar de ainda não ter exploração em larga escala, o biogás proveniente dos resíduos da

produção do álcool combustível – o vinhoto, constitui–se em mais um subproduto energético

para o setor sucroalcooleiro, com grande potencial comercial para os próximos anos, dada a

simplicidade de sua tecnologia empregada e baixo custo de manutenção.

A tecnologia necessária à produção e utilização do biogás vem sendo desenvolvida no Brasil

há muitos anos, notadamente no estado de Alagoas, sob a orientação do Instituto de Pesquisas

Tecnológicas do Estado de São Paulo (IPT) e pelo Centro de Pesquisas da Petrobrás

(CENPEs), também tiveram participação relevante no desenho e aperfeiçoamento do

equipamento (biodigestor) diversas Instituições públicas (CETESB e a COPPE) e privadas (a

PAISA Penedo Agroindustrial S/A, a Biometano e as Usinas São Martinho e Boa Vista,

ambas no Estado de São Paulo) (CORAZZA, 1999, p.12).

As tecnologias de purificação do biogás (separação do metano), de acondicionamento do

metano (em balão, sob alta pressão) e do seu uso em motores de combustão interna, são

tecnologias bastante difundidas em outros países (Espanha e Itália, por exemplo) e foram

absorvidas via IPT e SABESP.

Considerado juntamente com as queimadas da lavoura de cana-de-açúcar como um dos

principais causadores de poluição pelo setor sucroalcooleiro, o vinhoto é motivo de

preocupação para os órgãos de controle ambiental. Na etapa do processamento industrial da

cana-de-açúcar para a produção de álcool, os principais efluentes produzem uma carga de 8,7

kg de DBO (Demanda Bioquímica de Oxigênio)12 por tonelada de cana processada.

Considerando a safra de 1989/90, houve uma produção de 7,7 bilhões de litros de álcool no

Estado de São Paulo, sendo processadas aproximadamente 122.7 milhões de toneladas de

12 A demanda bioquímica de oxigênio constitui uma medida potencial de carga poluidora da matéria orgânica de efluentes. Quanto maior for a DBO, maior será a competição por oxigênio entre a matéria orgânica dos efluentes e os peixes e outros seres vivos nos rios que necessitam de oxigênio para viverem.

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cana-de-açúcar e os efluentes industriais gerados possuíam uma carga poluidora potencial de

990 mil toneladas de DBO. Entre os principais efluentes da agroindústria canavieira, a água

utilizada na lavagem da cana e o vinhoto, contribuía com 13.6% e 67%, respectivamente, da

carga poluidora potencial total (GUARNIERI, 1992, p.6).

A produção crescente de etanol no Brasil que teve lugar com a implementação do Proálcool

levou, inevitavelmente, ao aumento da produção da vinhaça, agravando, portanto, o problema

do destino do resíduo. Como cada litro de álcool origina cerca de 12 litros de vinhaça, o

crescimento da produção deste resíduo foi vertiginoso. O volume de vinhaça gerado

anualmente no país pode ser estimado, tendo em vista a produção atual de álcool, em algo em

torno de 192 bilhões de litros.13 Vejamos os dados sobre a evolução da geração de vinhaça no

Gráfico 7:

0

2 0 . 0 0 0

4 0 . 0 0 0

6 0 . 0 0 0

8 0 . 0 0 0

1 0 0 . 0 0 0

1 2 0 . 0 0 0

1 4 0 . 0 0 0

1 6 0 . 0 0 0

6 7 / 6 8 a 7 1 / 7 2 7 2 / 7 3 a 7 6 / 7 7 7 7 / 7 8 a 8 1 / 8 2 8 2 / 8 3 a 8 6 / 8 7 8 7 / 8 8 a 9 1 / 9 2 9 2 / 9 3 a 9 6 / 9 7

S a f r a s a g r u p a d a s p o r q ü i n q ü ê n i o

Milh

ares

de

Litr

os

v o lu m e d e e t a n o l

v o lu m e d e v in h a ç a

Gráfico 7 - Evolução da produção anual de etanol e da geração de vinhaça pela agroindústria canavieira no Brasil de 1967 a 1997. Médias calculadas em milhares de litros para as safras agrupadas por qüinqüênios. Fonte: Corazza, 1999, p.7.

A digestão anaeróbia da vinhaça tem a seu favor o argumento econômico da produção do

metano. Problemas técnicos, como o longo tempo de retenção e a granulação do lodo de

microorganismos, foram superados e a biodigestão anaeróbia da vinhaça é hoje considerada

tecnicamente viável, sendo possível encontrar uma unidade (de escala industrial) em operação

na Usina São Martinho (Pradópolis, SP). A viabilidade econômica, entretanto, desta

tecnologia é tolhida por três fatores, pelo menos. Em primeiro lugar, a falta de valorização do

13 Hassuda citado por Corazza (1999, p.7) aferiu a razão de 12 litros de vinhaça para cada litro de álcool para o ano de 1986, proporção mantida nas observações de Gloeden et alii (1992). Esta proporção pode variar de forma significativa: a Usina da Barra chegou a obter a proporção de 10 litros de vinhaça por litro de álcool.

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biogás, como combustível alternativo; em segundo lugar, a difusão bem sucedida da

fertirrigação14, que não sofreu nenhum controle ambiental mais rigoroso; e, em terceiro lugar,

o declínio do Proálcool, que não permitia investimentos. Entretanto, contando com uma

produção de 14,5 bilhões de litros de álcool, a produção potencial de metano, será da ordem

de 1,08 bilhões de metros cúbicos, equivalentes a 6,8 milhões de barris de óleo diesel. Além

da economia no consumo nacional de óleo diesel (cerca de 5%), será eliminado

aproximadamente 90% do seu poder de poluição, tornando a sua utilização quase que

obrigatória, em certas áreas, onde a utilização do vinhoto in natura, como fertilizante, possa

por em risco o meio ambiente (CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA, 1986,

p.70).

2.2.2 Fontes provenientes de outros setores.

2.2.2.1 Energia Eólica

A energia dos ventos é uma abundante fonte de energia renovável, limpa e disponível em

todos os lugares. A utilização desta fonte energética para a geração de eletricidade, em escala

comercial, teve início há pouco mais de 30 anos e através de conhecimentos da indústria

aeronáutica os equipamentos para geração eólica evoluíram rapidamente em termos de idéias

e conceitos preliminares para produtos de alta tecnologia. No início da década de 70, com a

crise mundial do petróleo, houve um grande interesse de países europeus e dos Estados

Unidos em desenvolver equipamentos para produção de eletricidade que ajudassem a diminuir

a dependência do petróleo e carvão. Mais de 50.000 novos empregos foram criados e uma

sólida indústria de componentes e equipamentos foi desenvolvida. Atualmente, a indústria de

turbinas eólicas vem acumulando crescimentos anuais acima de 30% e movimentando cerca

de 2 bilhões de dólares em vendas por ano (1999).

Existem, atualmente, mais de 30.000 turbinas eólicas de grande porte em operação no mundo,

com capacidade instalada da ordem de 13.500 MW. No âmbito do Comitê Internacional de

Mudanças Climáticas, está sendo projetada a instalação de 30.000 MW, por volta do ano

14 A fertirrigação consiste no uso in natura do resíduo de vinhaça para fertilização do canavial.

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2030, podendo tal projeção ser estendida em função da perspectiva de venda dos Certificados

de Emissões Reduzidas (CER) ou “Certificados de Carbono"15.

Na Dinamarca, a contribuição da energia eólica é de 12% da energia elétrica total produzida;

no norte da Alemanha (região de Schleswig Holstein) a contribuição eólica já passou de 16%;

e a União Européia tem como meta gerar 10% de toda eletricidade a partir do vento até

203016.

Grande atenção tem sido dirigida para o Estado do Ceará por este ter sido um dos primeiros

locais a realizar um programa de levantamento do potencial eólico através de medidas de

vento com modernos anemógrafos computadorizados. Entretanto, não foi apenas na costa do

Nordeste que áreas de grande potencial eólico foram identificadas. Em Minas Gerais, por

exemplo, uma central eólica está em funcionamento, desde 1994, em um local (afastado mais

de 1000 km da costa) com excelentes condições de vento.

A capacidade instalada no Brasil é de 20,3 MW, com turbinas eólicas de médio e grande porte

conectadas à rede elétrica. Além disso, existem dezenas de turbinas eólicas de pequeno porte

funcionando em locais isolados da rede convencional para aplicações diversas -

bombeamento, carregamento de baterias, telecomunicações e eletrificação rural.

Custo da energia Eólica

Considerando o grande potencial eólico existente no Brasil, confirmado através de medidas de

vento precisas realizadas recentemente, é possível produzir eletricidade a custos competitivos

com centrais termoelétricas, nucleares e hidroelétricas. Análises dos recursos eólicos medidos

em vários locais do Brasil mostram a possibilidade de geração elétrica com custos da ordem

de US$ 70 - US$ 80 por MWh.

15 Os certificados de emissões reduzidas (CER) são títulos que comprovam a não emissão de determinada quantidade de poluentes na atmosfera que, depois de avalizados por entidades de auditoria internacional, podem ser comercializados através de contratos bilaterais ou negociados em bolsa de valores. 16 www.eolica.com.br

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De acordo com estudos da ELETROBRÁS17, o custo da energia elétrica gerada através de

novas usinas hidroelétricas construídas na região amazônica será bem mais alto que os custos

das usinas implantadas até hoje. Quase 70% dos projetos possíveis deverão ter custos de

geração maiores do que a energia gerada por turbinas eólicas. Outra vantagem das centrais

eólicas em relação às usinas hidroelétricas é que quase toda a área ocupada pela central eólica

pode ser utilizada (para agricultura, pecuária, etc.) ou preservada como habitat natural.

Potencial Eólico do Brasil

A avaliação precisa do potencial de vento em uma região é o primeiro e fundamental passo

para o aproveitamento do recurso eólico como fonte de energia. Para a avaliação do potencial

eólico de uma região faz-se necessária a coleta de dados de vento com precisão e qualidade.

Em geral, os dados de vento coletados para outros usos (aeroportos, estações meteorológicas,

agricultura) são pouco representativos da energia contida no vento e não podem ser utilizados

para a determinação da energia gerada por uma turbina eólica - que é o objetivo principal do

mapeamento eólico de uma região.

Vários estados brasileiros seguiram os passos de Ceará e Pernambuco e iniciaram programas

de levantamento de dados de vento. Hoje existem mais de cem anemógrafos

computadorizados espalhados por vários estados brasileiros. A análise dos dados de vento de

vários locais no Nordeste confirmou as características dos ventos comerciais (trade-winds)

existentes na região: velocidades médias de vento altas, pouca variação nas direções do vento

e pouca turbulência durante todo o ano.

Dada a importância da caracterização dos recursos eólicos da região Nordeste, o Centro

Brasileiro de Energia Eólica - CBEE, com o apoio da Agência Nacional de Energia Elétrica -

ANEEL e do Ministério de Ciência e Tecnologia - MCT lançou, em 1998, a primeira versão

do Atlas Eólico do Nordeste do Brasil (WANEB - Wind Atlas for the Northeast of Brazil)

com o objetivo principal de desenvolver modelos atmosféricos, analisar dados de ventos e

elaborar mapas eólicos confiáveis para a região. Baseado no WANEB 2 (ainda não

publicado), o CBEE estima que o potencial eólico existente no Nordeste é de 6.000 MW.

17 www.eolica.com.br.

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2.2.2.2 Energia Solar

O Sol, em seu centro, núcleos de átomos de hidrogênio fundem-se originando núcleos de

hélio. A sua superfície atinge uma temperatura de perto dos 6.000ºC. A energia resultante

desta reação é radiada para o espaço, e parte dela atinge a atmosfera terrestre com uma

intensidade de cerca de 1.373 W/m².

Uma vez que parte da energia inicial é refletida ou absorvida pela atmosfera, num dia de céu

claro é possível medir junto à superfície terrestre num plano perpendicular, cerca de

1.000W/m². Esta radiação disponível à superfície terrestre divide-se em três componentes:

- direta: a que vem "diretamente" desde o disco solar;

- difusa: a proveniente de todo o céu exceto do disco solar, das nuvens, gotas de água, etc;

- refletida: proveniente da reflexão no chão e dos objetos circundantes. A soma das três

componentes é denominada como radiação global, e representa, nas condições já referidas,

cerca de 1.000 W/m².

Existem duas formas diferentes de utilizar a energia solar:

I - ativa: transformação dos raios solares noutras formas de energia: térmica ou elétrica.

II - passiva: aproveitamento da energia para aquecimento de edifícios ou prédios, através de

concepções e estratégias construtivas.

I - Energia solar térmica ativa

Princípio: qualquer objeto exposto à radiação solar "Q" aquece. Simultaneamente, há perdas

por radiação, convecção e condução, que aumentarão com a temperatura do corpo. Chega um

momento em que as perdas térmicas, "Qp", se igualam aos ganhos devidos ao fluxo

energético incidente, atingindo-se a temperatura de equilíbrio, "te". Assim, no equilíbrio tem-

se: Q = Qp. Se conseguirmos extrair continuamente uma parte do calor produzido mudaremos

as condições do equilíbrio anterior, ficando: Q = Qp + Qu => Energia extraída do corpo ou

energia útil.

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• Vantagens: tanto na sua forma mais simples, obtenção de água quente, como em outras

aplicações do gênero, a significativa poupança energética e econômica (que chega a atingir

em alguns casos mais de 80%), e ainda a grande disponibilidade de tecnologia no mercado,

são fatores que transformaram a energia solar térmica uma das mais comuns, vantajosas e

atrativas formas de energia renovável.

• Desvantagens: o elevado investimento inicial na instalação solar apresenta-se por vezes

como o maior entrave ao desenvolvimento desta solução.

Principais aplicações:

- Produção de Água Quente Sanitária (AQS), para uso doméstico, hospitais, hotéis,

etc: temperatura inferior a 60ºC, com períodos mínimos de utilização do equipamento

solar entre oito e dez meses por ano. Estas instalações dimensionam-se, normalmente,

para as necessidades energéticas anuais, evitando assim excedentes energéticos nos

meses de verão;

- Aquecimento de piscinas: dependendo do tipo e finalidade da piscina, os valores da

temperatura de utilização variam entre 25-35ºC, sendo possível à aplicação a piscinas

de utilização anual ou sazonal (verão);

- Aquecimento ambiente: do ponto de vista tecnológico é possível a utilização da

energia solar para o aquecimento ambiente de forma ativa dos edifícios, no entanto

esta aplicação está limitada pela utilização em apenas 3 a 4 meses por ano, sendo

assim economicamente menos interessante;

- Arrefecimento ambiente: é possível produzir frio combinando energia solar com

máquinas de absorção ou sistemas híbridos (solar-gás), que operam a temperaturas na

ordem dos 80 ºC (máquinas de Brometo de Lítio), ou 120 ºC (máquinas de

Amônia/H2O), o que, combinado com o aquecimento ambiente no inverno, tornam

estas aplicações muito interessantes, quer do ponto de vista ambiental com a redução

de consumo de energia primária, quer do ponto de vista econômico, com a

rentabilização total do sistema.

II - Energia solar elétrica ou Fotovoltaica (PV)

Princípio: A conversão direta da energia solar em energia elétrica envolve a transferência dos

fótons da radiação incidente para os elétrons da estrutura atômica desse material.

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• Vantagens: A energia fotovoltaica é uma das mais promissoras fontes de energia

renováveis. A vantagem mais clara é a quase total ausência de poluição. Para além desta

vantagem a ausência de partes móveis susceptíveis de partir, não produz cheiros ou ruídos,

têm baixa ou nenhuma manutenção, e com tempo de vida elevada para os módulos.

• Desvantagens: No entanto uma das principais limitações dos dispositivos fotovoltaicos é

o seu baixo rendimento, isto é, uma baixa conversão da energia solar em energia elétrica. A

razão deste fato reside fundamentalmente na deficiente exploração do espectro da radiação

incidente (sol) por parte dos dispositivos. Outro inconveniente é o custo de produção dos

painéis, estes devidos principalmente a pouca disponibilidade de grandes quantidades de

materiais semicondutores e de processos de obtenção, por vezes, muito caros. No entanto este

fator está progressivamente a desaparecer com os desenvolvimentos das deposições e das

microtecnologias.

Principais aplicações:

- Eletrificação remota: atualmente uma das principais aplicações da energia

fotovoltaica é a possibilidade de fornecer energia elétrica a lugares remotos, onde os

custos da montagem de linhas elétricas é superior ao sistema fotovoltaico, ou existe a

impossibilidade deste tipo de fornecimento;

- Sistemas autônomos: bombeamento de água para irrigação, sinalização, alimentação

de sistemas de telecomunicação, etc.;

- Aplicação de micro-potência: relógios, maquinas de calcular, etc.;

- Integração em edifícios: a integração de módulos fotovoltaicos na envolvente dos

edifícios (paredes e telhados) é uma aplicação recente, podendo representar reduções

de custos construtivos e energéticos. A energia produzida em excesso pode ser

vendida à companhia elétrica, e quando existem insuficiências, esta pode ser

comprada;

- Veículos: outra aplicação, ainda em fase de desenvolvimento, é a de automóveis de

passeio providos de células fotovoltaicas, com suficiente potência para movimentá-los,

assim como também embarcações de passeio.

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Energia solar passiva

Princípio: aproveitamento da energia solar, incidência dos raios solares, para aquecimento de

edifícios ou prédios, através de concepções e estratégias construtivas.

Vantagens: o baixo custo de algumas soluções, como o bom planejamento e orientação do

edifício que podem resultar consumos energéticos evitados até 40%. Quanto às possíveis

aplicações, em qualquer edifício habitacional, de escritórios ou industrial, podem ser

aplicadas soluções de eficiência energética e de energia solar passiva, tendo em conta as

questões de projeto e estudo de forma a maximizar este tipo de aproveitamento energético.

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3 O MERCADO DE ENERGIA

Para definirmos o que é o mercado de energia na economia atual devemos primeiro entender

suas principais características. A forte regulamentação é marcante nesse setor, considerado

como estratégico por todos governos, que intervêm direta ou indiretamente regulando seu

funcionamento através de instituições específicas, de modo a manter a relação entre oferta e

demanda em condições favoráveis ao crescimento econômico.

Com relação à regulação do mercado e a intervenção governamental, houve durante a década

de 80 um forte movimento de desregulamentação que chegou ao ápice durante os mandatos

de Ronald Reagan e George Bush nos Estados Unidos e de Margareth Thatcher e Helmut

Kohl na Inglaterra e Alemanha, motivado pela crise energética da década anterior, causada

pelo aumento nos custos que levou a aumentos constantes para os consumidores.

Segundo Rifkin (2003, p.199), nenhum mercado foi mais afetado pela desregulamentação que

o mercado de energia. Em 1992, os EUA aprovaram a Lei de Regulamentação da Energia,

autorizando a concorrência no mercado de eletricidade – um mercado em que as companhias

energéticas tem status de “monopólios naturais”, quando produtores independentes baseados

em novas tecnologias mais baratas começaram a desafiar as grandes companhias, lançando

tecnologias de pequena escala voltadas para nichos de mercado.

A desregulamentação excessiva também traz problemas, como se verificou no fim da década

de noventa com as crises de abastecimento de energia na Califórnia e no Brasil, onde ficou

evidente que somente as forças de mercado não são suficientes para garantir o investimento e

uma oferta adequada no longo prazo.

Também é marcante o incentivo dado às energias renováveis e não poluidoras do meio

ambiente, através da criação de mercados específicos para elas, por meio de novos arranjos

institucionais. Dessa forma, são levadas em conta as especificidades dessas fontes de energia,

tal como as externalidades positivas e custos de produção atualmente superiores ao das formas

convencionais, o que não acontecia no sistema de subsídios do passado.

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3.1 O MERCADO COMO INSTITUIÇÃO

Segundo Ronald Coase, citado por Alcoforado (2003, p. 2-3), o objeto central da economia

são as instituições econômicas, que são as regras do jogo que dão sustentação aos mercados e

aos arranjos organizacionais estabelecidos em um ambiente institucional que, adere aos locais

e setores específicos através de um novo arranjo institucional.

Conceitualmente, mercado é o termo que nomeia o sistema de trocas entre compradores e

vendedores, que podem ser indivíduos, empresas e governos. A formação e o

desenvolvimento de um mercado pressupõe a existência de um excedente econômico

intercambiável e de um certo grau de divisão e especialização do trabalho. Para Ronald

Coase, considerado como o pai da nova economia institucional, os mercados têm como

condição necessária para sua viabilização custos de transação suficientemente baixos, pois a

opção de compra de insumos pelas firmas no mercado ou a integração da produção (produção

de insumos internamente à firma) não depende só do custo de produção, mas também do

montante despendido para fazer uso do sistema de preço, isto é, se o custo de transação for

alto demais o mercado poderá inviabilizar-se economicamente (ibid, p. 2-3).

3.1.1 O Ambiente Institucional

De acordo com Alcoforado (Ibid, p.2), o ambiente institucional é considerado como o

conjunto normativo geral que, a partir do critério da maximização da riqueza é recortado,

configurando um arranjo institucional manipulável, tendo em vista a redução dos custos de

transação e, em conseqüência, a criação de condições necessárias à ampliação do mercado

como mecanismo alocativo de recursos e distributivo da riqueza.

No Brasil, atualmente, está havendo uma mudança no ambiente institucional do setor de

energia, reflexo do fracasso do modelo implantado após o ciclo de privatizações iniciado em

meados dos anos 90 e que culminou com a crise no abastecimento em 2001, onde em um

ambiente desregulamentado e sem um planejamento de longo prazo por parte do governo, a

simples ação das forças de mercado não foram suficientes para que o nível de investimento

fosse adequado às necessidades de aumento da oferta de energia.

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A expansão da geração termoelétrica utilizando o gás natural boliviano que era a principal

aposta de expansão da oferta de energia não se efetivou por falta de uma ambiente

institucional estável, em que houvesse regras claras com relação ao sistema de preços e

reajustes que seriam feitos de forma a compensar a oscilação cambial e prejudicariam a

política de contenção da inflação executada pelo governo. A queda da renda média da

população também foi um fator preponderante para falha dessa proposta.

Na atual proposta de um modelo institucional para o setor elétrico, elaborada pelo Ministério

de Minas e Energia, a criação de regras claras que possibilitem os investimentos necessários à

ampliação da oferta e a volta do governo por meio de suas instituições à elaboração do

planejamento de longo prazo são os principais objetivos a serem alcançados.

3.1.2 O Arranjo Institucional

A Nova Economia Institucional (NEI), ao admitir o mercado como uma instituição que pode

não ser viável, a depender dos custos de transação, também passa a considerar a construção de

mercados, a partir de intervenções no ambiente e no arranjo institucional (conjunto de direitos

de propriedade, contratos e responsabilidades), de forma a reduzir os custos de transação,

criando condições para maximização da riqueza.

Um dos dois pilares metodológicos da Nova Economia Institucional, a Análise Econômica do

Direito, considera as instituições como redesenháveis, criando não só as condições para

aprofundar a redução dos custos de transação, mas também motivar os agentes a agirem no

interesse próprio e na direção da maximização da riqueza social (ALCOFORADO, 2003, p.3).

A adoção de contratos ou direitos de propriedade exclusivos também faz parte do arcabouço

teórico da Nova Economia Institucional (NEI) para facilitar as transações entre os agentes e

reduzir seus custos de transação. Segundo Gomes (2002, p.19), “todo contrato tem uma

função econômica”, considerando a variedade de funções econômicas que desempenham, os

contratos são instrumentos criados para promover a circulação de riqueza, para prevenção de

risco, para conservação e acautelatórios, para prevenir ou diminuir uma controvérsia, para

concessão de crédito e constitutivos de direitos reais de gozo, ou de garantia.

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O contrato é uma instituição chave porque permite realizar o intercâmbio econômico mais

eficientemente, isto é, com menores custos de transação, diminuindo a incerteza e barateando

a obtenção e o processamento de informações. Para Williamson, citado por Espino (1999,

p.193), o contrato (direito de propriedade) é a unidade analítica irredutível da organização

econômica, que estrutura internamente as regras de operação da organização (estruturas de

governança).

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4 A TRANSFORMAÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA

Ao analisar a possibilidade de uma inserção efetiva do setor sucroalcooleiro no mercado de

energia como fornecedor de combustíveis líquidos, gasosos (álcool e biogás, respectivamente)

e de energia elétrica, a partir dos resíduos da produção de álcool e açúcar, devemos entender a

transformação em que passa o mercado de energia e quais são as suas perspectivas a médio e

longo prazo. Dessa forma, poderão ser traçadas estratégias comerciais pelos empresários do

setor que, aliadas a políticas governamentais, criarão um novo ambiente institucional onde as

externalidades positivas dos subprodutos energéticos da cana-de-açúcar serão levadas em

conta, com impactos relevantes em nível ambiental, social, econômico e estratégico para

economia brasileira.

4.1 O NOVO QUADRO ENERGÉTICO MUNDIAL

Há um consenso entre os especialistas no setor energético: a matriz energética em sua atual

composição não perdurará por muito tempo, em decorrência do esgotamento dos recursos

fósseis que hoje alavancam o desenvolvimento da economia mundial, com importantes

reflexos sobre toda estrutura produtiva das nações. O ponto de discórdia está em quando isso

irá acontecer, até quando irão durar as reservas economicamente aproveitáveis de petróleo e

quais medidas poderão evitar que a transição da economia dos recursos fósseis para uma nova

economia baseada em novas fontes de energia desestruture a economia mundial.

Apesar das afirmações de muitos líderes políticos que, graças a novas tecnologias de

exploração, as reservas economicamente relevantes irão aumentar, e, devido aos novos

métodos de perfuração, estamos tendo acesso ao petróleo de extração mais difícil nas reservas

existentes, estimativas recentes feitas por especialistas internacionalmente reconhecidos

demonstram que a era do petróleo está perto do fim.

De acordo com a Administração de Informações Energéticas (EIA) do Departamento de

Energia dos EUA, o pico18 mundial da produção de petróleo ocorrerá em aproximadamente

35 anos, conseqüentemente, tempo suficiente pra que seja feita a transição para estratégias

18 O “pico” ocorre quando cerca de metade das reservas mundiais de petróleo, consideradas recuperáveis, houver sido explorada.

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energéticas alternativas. Porém, esta estimativa é contestada veementemente por destacados

geólogos e consultores de todo mundo. Segundo seus estudos, a produção mundial de petróleo

pode chegar ao pico antes de 2010, e certamente não sobreviverá a 2020 (RIFKIN, 2003,

p.14).

Gráfico 8: Projeção para produção de petróleo até 2050 Fonte: Petroconsultants S.A. apud. Alvim (2003, p.2).

Quando geólogos falam do pico global na produção de petróleo, referem-se sobretudo ao que

se conhece como “petróleo convencional” ou “petróleo leve” – que se caracteriza por jorrar

livremente do subsolo para a superfície da terra ou do mar e por ser facilmente convertido em

gasolina e outros produtos derivados de petróleo. Há também vários tipos de “petróleo não-

convencional” (o extraído de areia de alcatrão, o óleo pesado, o óleo das profundezas

marítimas ou das regiões polares e o óleo de xisto).

Há concordância, por parte dos geólogos, que mais de 875 bilhões de barris de petróleo já

foram extraídos do solo, sendo quase todos eles nos últimos 140 anos da era industrial. Eles

discordam, porém, com respeito à quantidade de petróleo que ainda não foi explorada. Parte

do problema se deve às várias definições existentes para o termo “reservas”.

Geólogos e engenheiros estabelecem uma distinção entre reservas e recursos. As “reservas”

são a quantidade conhecida de petróleo nas jazidas, que pode ser explorada com a tecnologia

existente, dentro de um prazo previsível e a um custo comercialmente viável. Os “recursos”

são a estimativa teórica da quantidade total de petróleo numa região, incluindo aquele que não

pode ser economicamente extraído ou processado com a tecnologia existente ou sob as

condições atuais do mercado. A diversificada nomenclatura adotada pelos profissionais só

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aumenta a complexidade do problema; termos como ativas”e “inativas”, “prováveis”,

“possíveis”, “inferidas”, “identificadas” e “não-descobertas”. O geólogo Jean H. Laherrère diz

que esta profusão de termos qualificativos para designar as reservas é intencional e destina-se

a permitir que países e empresas distorçam seus números, com fins comerciais e políticos

(Ibid., p.14).

Nessa discussão três dados são fundamentais: a produção cumulativa (quanto petróleo

convencional foi produzido mundialmente até hoje); uma estimativa das reservas globais de

petróleo e uma projeção do petróleo recuperável ainda a ser descoberto. Esses três fatores, em

conjunto, constituem o total definitivo de petróleo recuperável.

O petróleo existe em bacias onde a matéria orgânica se depositou e foi preservada. Essas

bacias se localizam em terra e nas águas rasas ao largo da costa. Geólogos localizaram 600

bacias desse tipo e muitos acreditam que restam poucas a descobrir. Quatrocentas delas já

foram exploradas e as outras se localizam em áreas remotas, como a Groenlândia, ou em

águas oceânicas profundas ao largo do Brasil, da África ocidental e do Golfo do México;

todas elas de exploração e custosa. Quantidades significativas de petróleo foram encontradas

em 125 bacias (Ibid., p.16).

Os Estados Unidos, cuja estimativa de reservas recuperáveis aproxima-se de 195 bilhões de

barris, já processaram ao todo 169 bilhões de barris, restando-lhes apenas 20 bilhões em

reservas conhecidas e cerca de 6 bilhões em reservas ainda por descobrir. A Arábia Saudita,

em contrapartida, tem reservas recuperáveis de 300 bilhões de barris. Os sauditas só

processaram até agora 91 bilhões de barris, sendo que lhes restavam 194 bilhões em reservas

conhecidas e cerca de 14 bilhões adicionais em reservas ainda por descobrir. As reservas

recuperáveis da Rússia são de 200 bilhões de barris. Desse total, os russos já processaram 121

bilhões, restando-lhes 66 bilhões em reservas conhecidas e 13 bilhões em reservas por

descobrir. Assim, enquanto os EUA têm apenas 14% de seu petróleo original ainda não

processado, e a Rússia mantêm intocados 39%, a Arábia Saudita tem 70% de petróleo ainda

no solo.19

19 Segundo Rifkin (2002), o World Oil and Gas Journal cita as reservas como 21,33 e o Oil and Gas Journal (OGJ) situa as reservas em 22,05. Os dois jornais publicam somente números oficiais das reservas que são fornecidos pelos governos. No caso da Arábia Saudita, o World Oil cita reservas de 263 bilhões, enquanto o OGJ considera 259,25. Ambos números são significativamente menores que a análise de consultores independentes.

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Se há problemas de garantia da oferta suficiente de petróleo para os próximos anos, pelo lado

da demanda os números não são melhores. Segundo projeções da Administração de

Informações Energéticas (EIA) do Departamento de Energia dos EUA para demanda global

diária, haverá um aumento de 80 para 120 milhões de barris até 2020 – um aumento de 50%

em menos de vinte anos.

A metodologia utilizada para fazer esse tipo de previsão é chamada de Curva do Sino de

Hubbert . M. King Hubbert foi um geofísico da Shell Oil Company. Em 1956 ele publicou

um estudo, hoje famoso, prevendo o pico e o declínio da produção de petróleo nos 48 estados

do sul norte-americano. Ele afirmava que a produção de petróleo começa no zero, eleva-se,

atinge o pico quando metade das reservas recuperáveis for processada, e então despenca,

numa curva em forma de sino. A extração do petróleo começa aos poucos, e então se acelera

rapidamente com a localização de grandes campos petrolíferos. Depois que os maiores

campos são encontrados e explorados, a produção começa a se retardar. Os campos menores

se tornam mais difíceis de localizar e a perfuração e o processamento do petróleo ficam mais

caros. Ao mesmo tempo, conforme os campos maiores são drenados, a quantidade de petróleo

restante se torna mais difícil de bombear para a superfície, tornando o fluxo lento e

minguante. A combinação do declínio nas descobertas e na produção dos campos existente

acaba resultando em um pico de produção. O topo da curva do sino representa o ponto médio,

na qual a metade das reservas recuperáveis foi processada. Desse ponto em diante, a produção

cai tão rapidamente quanto subira, descendo pela segunda metade da curva do sino (Ibid.,

p.25).

Em conseqüência do declínio da produção em diversas regiões a importância geopolítica do

Oriente Médio irá aumentar consideravelmente, pois suas reservas são as maiores do mundo,

sendo que, somente a Arábia Saudita detêm 26% das reservas totais no mundo. Nos Estados

Unidos, onde mais de 60% do petróleo recuperável já foi processado, a R/P20 é de 10/1. Na

Noruega a R/P é também de 10/1 e no Canadá é de 8/1. Em contrapartida, no Irã é de 53/1, na

Arábia Saudita é de 55/1, nos Emirados Árabes Unidos de 75/1, no Kuwait de 116/1 e no

Iraque de 526/1. Essa concentração de reservas no Oriente Médio os porá em condições de

ditar os preços do mercado, tal como ocorreu nos anos 70, segundo Walter Yongquist apud.

20 A R/P corresponde aos números anos que as reservas de petróleo durarão no atual ritmo de produção.

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Rifkin (2003, p.35), “as nações muçulmanas estão geodestinadas a ter a última palavra sobre

petróleo”.

Tabela 4: Maiores reservas provadas de óleo.

País Reservas (bilhões de toneladas) % Reservas Mundiais

1 Arábia Saudita* 35,8 25,4

2 Iraque* 15,1 10,75

3 Kuwait* 13,3 9,45

4 Irã* 12,7 9,0

5 Emir.Árabes Unidos* 12,6 8,9

6 Venezuela* 9,3 6,6

7 Ex-URSS 9,1 6,5

8 México 7,0 5,0

9 Líbia* 3,9 2,8

10 EUA 3,7 2,6

11 China 3,3 2,3

12 Nigéria* 2,1 1,5

- Subtotal 127,9 90,8

21 Brasil 0,7 0,5

- Total 140,9 100,0

Fonte: BP Statistical Review of World Energy -1997 apud. Coutinho. (*) OPEP

Em virtude do já previsto e iminente declínio da oferta de petróleo e, posteriormente, de gás

natural, novas alternativas começam a ser consideradas. Bilhões de dólares estão sendo

investidos por governos e empresas, em especial do setor de energia e automobilístico na

busca por substitutos dos combustíveis fósseis. O governo americano encaminhou

recentemente para aprovação no congresso uma verba de U$ 1.7 bilhão para pesquisas com o

novo combustível21. A General Motors também já investiu U$ 1 bilhão em seu novo sedã

Hy-wire e espera colocá-lo no mercado em 2010.

Diversas fontes de energia se apresentam como candidatas a principal componente da nova

matriz energética que se delineia, porém, nenhuma reúne tantas qualidades e o apoio de tantos

especialistas quanto o hidrogênio. Seja por sua flexibilidade para uso em diversos fins, seja

por sua eficiência energética e por sua qualidade ambiental.

21 www.energiasrenovaveis.com

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56

O hidrogênio é o elemento mais abundante do universo. Ele compõe 75% de sua massa, e

90% de suas moléculas. Empregá-lo efetivamente como fonte de energia proveria a

humanidade de uma reserva de combustível praticamente ilimitada.

O caminho da humanidade rumo a uma economia baseada no hidrogênio é considerado

inevitável por muitos cientistas, a chamada “descarbonização”. “Descarbonização” é um

termo que os cientistas empregam para referir-se à proporção variável entre átomos de

carbono e de hidrogênio conforme as fontes de energia se sucedem. A madeira, que em

grande parte da história foi o principal combustível energético da humanidade, tem a maior de

todas as proporções de átomos de carbono para átomos de hidrogênio, cerca de um ou dois

átomos do primeiro para cada átomo do último. O petróleo tem um átomo de carbono para

cada dois de hidrogênio, enquanto o gás natural tem apenas um de carbono para quatro de

hidrogênio. Isto é, cada fonte sucessiva de energia emite menos CO2 que sua predecessora. O

hidrogênio completa o ciclo da descarbonização. Ele não contém nenhum átomo de carbono e

é a mais leve e imaterial de todas as formas de energia e a mais eficiente quando queimada.

Segundo estimativas de Nebojsa Nakicenovic, do Instituto Internacional de Análise Aplicada

de Sistemas, em Viena, a emissão de carbono por unidade de energia primária consumida no

globo caiu continuamente 0,3% ao ano durante os últimos 140 anos (Ibid., p.181).

O fato mais importante, surpreendente e afortunado a emergir dos estudos da energia é que por 200 anos o mundo favoreceu progressivamente os átomos de hidrogênio em detrimento dos de carbono. (...) A tendência à “descarbonização” é essencial para que se compreenda a evolução do sistema de energia. Jesse Ausubel apud. Rifkin (2003, p.181).

4.2 AS CÉLULAS DE COMBUSTÍVEIS E A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA.

Em conseqüência do novo quadro energético que delineia, com os combustíveis fósseis tendo

importância declinante em médio prazo e o hidrogênio assumindo a primazia na matriz

energética mundial, todo setor de energia deverá reestruturar-se, adaptando suas premissas

mais fundamentais à nova realidade. A principal mudança será um novo e radical método para

fornecimento de eletricidade – a geração distribuída.

Durante a maior parte do século 20, energia elétrica foi gerada em grandes usinas e então

transportada por longas distâncias até os consumidores finais, através de linhas transmissão. A

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energia centralizada possibilitou economias de escala, o que tornou a produção e distribuição

de eletricidade relativamente barata. Os enormes custos de capital necessários para construção

de megausinas de força e longas redes de transmissão só poderiam ser compensados se fosse

permitido que as companhias controlassem a totalidade dos mercados regionais, formando por

todo o mundo os chamados monopólios naturais.

A “geração distribuída” refere-se geralmente a pequenas usinas, integradas ou individuais, de

geração de eletricidade, localizadas próximo ou junto ao usuário final – fábricas, escritórios

comerciais, repartições públicas, bairros e domicílios privados.

Hoje a microtecnologia energética mais popular é dos motores recíprocos, que funcionam

com óleo diesel ou gás natural. Porém há um consenso entre os especialistas que, em longo

prazo, as células de combustíveis alimentadas por hidrogênio acabarão assumindo a liderança

do mercado de energia distribuída. Além de serem mais eficientes que os motores de

combustão na geração de eletricidade, são muito menos poluentes e mais flexíveis. Elas vem

em módulos, permitindo ao usuário final adaptá-las a suas necessidades correntes de geração

de energia; caso ele precise futuramente de mais energia, poderá adquirir módulos

complementares de células de combustíveis a um pequeno custo adicional.

As células combustíveis são como baterias, porém as baterias armazenam energia química e a

convertem em eletricidade. Quando a energia química se esgota, a bateria é descarregada. As

células de combustíveis, em contrapartida, não armazenam energia química. Em vez disso,

convertem a energia química de um combustível com que são abastecidas em eletricidade, de

forma contínua enquanto lhe for fornecido combustível externo e um oxidante.

As células de combustível ainda são caras, sua produção não atingiu o ponto em que as

economias escala começam a se desenvolver e reduzem significativamente o custo por

unidade manufaturada. Porém, já há dezenas de empresas que estão entrando nesse promissor

mercado. A Plug Power of Latham, de Nova Iorque, iniciou um ambicioso plano para prover

empresas e residências com usinas estacionárias na forma de células combustíveis. As

unidades domésticas serão usinas de 1 a 15 quilowatts, enquanto as comerciais serão de 60 a

250 quilowatts. Também firmou uma parceria com a General Motors e espera estar no

mercado a partir de 2003, com milhares de unidades residenciais.

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4.3 O SETOR SUCROALCOOLEIRO E O NOVO CONTEXTO ENERGÉTICO

O setor sucroalcooleiro com seus diversos subprodutos energéticos tem importância

estratégica para o país e pode contribuir de forma relevante no aumento da oferta de energia

ambientalmente limpa, sedimentando a passagem da nossa matriz energética atual para uma

nova configuração baseada no hidrogênio, obtido por meio de células combustíveis, de modo

natural e não traumático para o resto da economia.

Para entendermos melhor as potencialidades do setor sucroalcooleiro no mercado de energia

devemos analisá-las a partir de cenários de curto, médio e longo prazos. Em curto prazo, o

mercado para o álcool combustível é estável com tendência a um crescimento. A anidrização

e a frota cativa de carros a álcool garante demanda interna, com grande possibilidade de

exportação dos excedentes para países que estão banindo o MTBE como oxigenante da

gasolina, a exemplo da Índia e do Japão, que inicialmente adicionarão 5% de álcool à

gasolina, aumentando gradativamente essa porcentagem até 20%. O Protocolo de Kyoto

servirá como grande impulsionador da popularização do uso do álcool em nível mundial,

possibilitando a criação de um mercado mais abrangente e transformando o álcool em mais

uma commodity, viabilizando-o como uma das alternativas aos combustíveis fósseis e como

um meio mais rápido na busca da redução das emissões de poluentes.

A cogeração de energia a partir dos resíduos da cana, já amplamente utilizada pelo setor,

porém basicamente para auto-suficiência, também atravessa bons momentos, motivada por

três fatores: 1) Novas oportunidades geradas a partir da crise de abastecimento de energia em

2001, que revelou a necessidade de uma maior diversificação na matriz geradora de energia

no país. Novos contratos de fornecimento de longo prazo foram assinados entre usinas e

companhias distribuidoras, a despeito da falta de uma política clara por parte do governo até

então; 2) Novo ambiente institucional criado a partir de leis específicas, com objetivo de

reduzir emissões de poluentes, privilegiando fontes renováveis de energia, a exemplo do

Protocolo de Kyoto e em nível nacional o Proinfa, com estabelecimento de valores

normativos para as diversas fontes de energia que fossem remuneradores o suficiente para

incentivar sua produção; 3) A possibilidade de agregação significativa de valor para a cultura

da cana, dado o novo contexto e com novas promissoras perspectivas, decorrentes da venda

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de excedentes de energia e de certificados de emissões reduzidas (CER), transformando-se na

terceira fonte de receitas para o setor, atrás do açúcar e do álcool.

Em médio prazo, a inserção do setor sucroalcooleiro no mercado de energia será

impulsionada pela adoção de novas tecnologias que aumentarão a competitividade do álcool

em relação à gasolina. O aumento de produtividade dos canaviais ocorrido à taxa média de

3% nos últimos 25 anos deverá acentuar-se com a adoção de novas variedades geneticamente

selecionadas. Novas tecnologias industriais em fase de implantação dobrarão a produção de

álcool, a exemplo da tecnologia DRH (Dedini Hidrólise Rápida), que utiliza o bagaço da cana

para produzir álcool, dobrando a produtividade por hectare e tornando o álcool competitivo

em relação ao petróleo a menos de US$ 20 o barril (BRITO, 2003, p.b-13). Também causará

grande impacto no mercado nacional de combustíveis a adoção dos motores bicombustíveis

(álcool-gasolina) como padrão pela indústria automobilística nacional, fato confirmado pela

Anfavea, trazendo redução de custos para as montadoras e o fim dos mercados cativos,

eliminando um dos maiores entraves para disseminação do uso do álcool – a dependência de

um combustível em que já houve problemas na oferta.

Para um prazo maior que 10 anos deve-se trabalhar no fortalecimento do mercado mundial de

etanol, visando colocá-lo em condições de posicionar-se como uma das principais alternativas

para as futuras células de combustível que substituirão os atuais motores à explosão. O

hidrogênio necessário será obtido de forma indireta, pela “reforma” de outros combustíveis,

sendo o etanol um eficiente gerador de elétrons para utilização em células a combustível com

oxidação direta.

4.4 A TRANSFORMAÇÃO INSTITUCIONAL NECESSÁRIA

A partir da análise das transformações que ocorrerão no mercado de energia, em nível local e

mundial, podemos inferir sobre as possibilidades de inserção do setor sucroalcooleiro como

competidor no mercado de insumos energéticos. Porém apesar de todo desenvolvimento

tecnológico atingido e das reconhecidas externalidades positivas geradas pelo uso da

biomassa, as energias renováveis não são competitivas em relação às formas convencionais,

sob o critério exclusivo da análise de custos de produção.

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O mercado de energia em sua configuração atual não considera outras variáveis além da

competitividade em custos, não levando em conta as deseconomias externas provocadas pelo

uso em larga escala de combustíveis fósseis, tais como poluição, doenças, chuva ácida e o

aquecimento global. Para a abordagem institucionalista somente com a criação de mercados

específicos que estas especificidades serão levadas em conta, com regras específicas em um

novo arranjo institucional.

De acordo com o pensamento neo-institucionalista, a construção de mercados deve

necessariamente passar por uma redução dos custos de transação, pois os mercados são

estabelecidos ou suprimidos a depender dos custos de transação.

De acordo com Espino (1999, p.183), “os custos de transação surgem da transferência dos

direitos de propriedade. Em sentido amplo, incluem todos aqueles custos que não emergem

diretamente do processo de produção dos bens e serviços”. A seguir poderemos ver a

composição dos custos de transação:

Os custos de transação e suas influências sobre a viabilidade dos mercados são analisados sob

a ótica da Economia dos Custos de Transação (ECT), porém, somente a Análise Econômica

do Direito (AED) fornece o quadro analítico e as ferramentas para justificar o redesenho das

instituições. A Análise Econômica do Direito se propõe a não só criar as condições para

aprofundar a redução dos custos de transação, mas também motivar os agentes a agirem, no

interesse próprio e na direção da maximização da riqueza social (ALCOFORADO, 2003, p.3).

Segundo Alcoforado (2003, p.5), os novos mercados são institucionalizados por meio de uma

ampla negociação na determinação do arranjo institucional, do processo de definição dos

Custos de transação

Transmissão de direitos de propriedade

Defesa dos direitos

Contratação

Aquisição de informações

Negociação

Fiscalização

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critérios de certificação e/ou rotulagem e do monitoramento dos direitos e deveres que

assegure a maximização da riqueza.

A construção de um mercado para a energia renovável, onde o setor sucroalcooleiro poderia

ter presença muito relevante com seus variados subprodutos energéticos, só será possível

através de uma transformação institucional que, baseada em novas regras e leis específicas,

crie um novo quadro de estabilidade, previsibilidade e viabilidade econômica para os

investimentos por meio de reservas de mercados, valores normativos que considerem as

especificidades das fontes renováveis e medidas de incentivo ao crédito para esses

investimentos.

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5 A CONSTRUÇÃO DO MERCADO DE ENERGIA ALTERNATIVA

Como já foi dito anteriormente, a análise dos mercados a partir da ótica neo-institucionalista,

que se utiliza dois instrumentos analíticos para tal – a Economia dos Custos de Transação

(ECT) e a Análise Econômica do Direito (AED), não só explica o funcionamento dos

mercados e dos arranjos institucionais, mas também justifica a intervenção no ambiente e nos

arranjos institucionais, criando condições para o surgimento dos novos mercados e arranjos

organizacionais.

Também já foi dito que a viabilidade dos mercados dar-se-á de acordo com os custos de

transação e que a opção da firma em adquirir seus insumos nos mercados ou produzi-los

internamente dependerá não só do custo de produção, mas principalmente do custo em utilizar

o sistema de preços do mercado.

Ao se admitir o mercado como instituição viável ou não, dependente dos custos de transação,

também se torna possível à construção de mercados, a partir de intervenções no ambiente e no

arranjo institucional. Utilizando-se da Análise Econômica do Direito como ferramenta

analítica para o processo de construção de mercados observamos que ele se desdobra em dois

planos: a) o plano legal, que se refere aos recursos jurídicos que asseguram o redesenho dos

direitos de propriedades, contratos e responsabilidades, e, b) o plano organizacional, que trata

das estruturas das novas organizações de produção.

De acordo com Alcoforado (2003, p.5), os novos mercados são institucionalizados por meio

de uma ampla negociação na determinação do arranjo organizacional, do processo de

definição dos critérios de certificação e/ou rotulagem e do monitoramento dos direitos e

deveres que assegure a maximização da riqueza.

Os mercados rotulados, certificados e identificados geograficamente quando observados de

acordo com a Economia dos Custos de Transação e pela Análise Econômica do Direito

revelam-se como uma criação de novos direitos de propriedade que acabam por

“descomoditizar” os mercados.

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É consenso entre especialistas que a forma mais adequada para o incentivo ao uso das

energias renováveis (ER) em larga escala é por mecanismos de mercado, contrariamente às

políticas de fomento anteriores que se baseavam em subsídios. As novas políticas baseiam-se

na criação de mercados específicos para as ER em são levadas em conta suas características

diferenciadas e que também as remunere de forma diferenciada para cada fonte, de forma que

viabilize investimentos do setor privado.

De acordo com a Comissão Nacional para Conservação de Energia do México, organizadora

de um encontro em maio de 2001, sobre as melhores práticas internacionais em energias

renováveis, deve ter como elementos fundamentais para desenvolvimento das ER

(MERCADO, 2003, p.6):

• Um marco legal específico: Um marco legal específico que dê segurança aos

investimentos e que faça com que os projetos obtenham financiamento convencional.

• Um regime especial de incentivos: É necessário para que as energias renováveis

possam ampliar sua participação no mercado, como é demonstrado na experiência

internacional, que se estabeleça um regime especial de incentivos, baseado em uma

lógica de “investimentos para aprendizado”.

Também foram identificadas práticas aplicadas em países que haviam mais desenvolvido seu

potencial em ER. Estes elementos são:

• Certeza nos prazos que dão os financiamentos: Prazos de dez a quinze anos são

considerados apropriados.

• Incentivos por desempenho diferenciados: Recomenda-se que os incentivos estejam

baseados em desempenho (energia produzida), não em investimento (capacidade

instalada) e que estes não sejam homogêneos, e sim de acordo com a energia

renovável e tecnologia de transformação.

• Normas técnicas: deve haver especificações técnicas que assegurem a qualidade dos

equipamentos e sistemas.

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Existem de acordo com a experiência internacional, várias formas de diferenciação da

eletricidade proveniente de fontes renováveis, aplicadas especialmente nos Estados Unidos.

São elas:

• Eletricidade Verde: Esta alternativa é aplicada em mercados desregulados onde

existe concorrência e o produto é oferecido por diferentes empresas para uma empresa

elétrica que controla a distribuição em uma zona geográfica.

• Preço Verde: Esta é uma opção é oferecida pelas companhias elétricas reguladas, que

operam como monopólios verticalmente integrados.

• Certificados de Energia Renovável: São opções de energia renovável oferecidas por

qualquer agente em qualquer mercado, sem limites geográficos. São valorados de

acordo a um conjunto de atributos associados à geração de eletricidade a partir das ER.

O protocolo de Kyoto, através do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), tornou-se a

primeira tentativa internacional de criação de um mercado para energias renováveis. Também

baseado na premissa de que o fomento à produção por meio de novas fontes deve ser

incentivado com uso de mecanismos de mercado, não de forma subsidiada. Em decorrência da

aplicação da legislação pertinente ao protocolo, deverá ser criado um mercado mundial para

comercialização do carbono reduzido, por meio de certificados de emissões reduzidas,

demandados por países que não atingirem a meta estipulada no prazo estabelecido.

De acordo com Manfrinato (2002, p.3), mercado de carbono ainda necessita de medidas

institucionais para firmar-se. Os mercados de carbono atualmente encontram-se no estágio de

grey market, em que não existem legislações domésticas ou internacionais que possam

legitimar os direitos relativos a permissões ou créditos oriundos de projetos de seqüestro ou

de redução de emissões que estão em andamento.

Também é sugerido por Bueno, citado por Manfrinato (2002, p.5), que para o carbono firmar-

se como nova commodity, o setor financeiro precisa estar efetivamente envolvido, reduzindo

custos de transação e distribuindo riscos de preços e investimentos. A necessidade de criação

de mecanismos de captação de recursos financeiros destinados especificamente a financiar

projetos de desenvolvimento ambientalmente corretos também é abordada por Bueno que

sugere a criação da Cédula de Investimento Ambiental (CIA), que serviria como instrumento

de securitização de recebíveis.

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5.1 A EXPERIÊNCIA BRASILEIRA

O Brasil é reconhecido mundialmente por ser o único país a ter conseguido implementar um

programa de energia alternativa para uso em larga escala, apesar de todas as pressões dos

lobbies dos setores de petróleo, automobilístico e de governos estrangeiros, por meio de

organismos multilaterais, para que o programa não prosseguisse.

Segundo Vasconcelos (2001, p.267), o programa sempre foi vítima de pressões e

intervenções, sendo as externas as mais violentas. O Banco Mundial em 1979, condicionou

empréstimos ao governo Geisel à colocação do Programa nacional do Álcool sob seu

comando, tão logo foi atendido ele extinguiu a comissão que aprovava os projetos para o

programa.

Em 1986, o Banco Mundial e o FMI pressionaram o Banco Central a cortar o crédito

fornecido aos pequenos produtores, responsáveis por 60% do total da produção. O resultado

foi uma quebra de safra que quase destruiu o programa e culminou com uma crise de

abastecimento em 1989.

A segurança dos EUA não pode permitir um outro Japão ao sul do equador. Henry Kissinger apud. Vasconcelos, 2001, p.48.

5.1.1 A experiência do Proálcool

Sistema Agroindustrial da Cana-de-açúcar (SAG) é um dos mais antigos do país, estando

ligado aos principais eventos históricos do Brasil. É de grande importância na geração de

empregos e movimenta cerca de 2% do PIB brasileiro (CARVALHO apud. FARINA, 1998,

p.20). Em 1997/98, o Brasil foi o maior produtor mundial de cana, o maior produtor e

consumidor de álcool e o maior produtor e exportador de açúcar.

No final dos anos 60, o açúcar readquiria importância como produto de exportação. O

Instituto do Açúcar e do Álcool (IAA), aproveitando-se da impossibilidade do aumento da

oferta do produto pelos principais países produtores, deu início ao processo de modernização

da agroindústria canavieira. No início da década de 70, o setor encontrava-se com

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considerável capacidade instalada e enfrentava redução dos preços internacionais. Por outro

lado, o mundo enfrentava a crise do petróleo e o uso do álcool para fins carburantes tornou-se

uma importante alternativa no Brasil.

Década de 70

O Brasil, por ocasião do primeiro choque do petróleo (aumento no preço do barril de petróleo

de US$ 2,91/barril em setembro de 1973 para US$ 12,45/barril em março de 1974), importava

79% de suas necessidades internas de petróleo (FERNANDES, apud. FARINA, 1998, p.25).

Essas expressivas elevações de preço foram o principal responsável pelo acentuado

crescimento dos desembolsos com a importação do produto, que se elevaram de US$ 0,6

bilhão em 1973 para US$ 2,6 bilhões em 1974 e US$ 10,6 bilhões em 1981 (BORGES, apud

FARINA, 1998, p.25). Como conseqüência, a participação das importações de petróleo sobre

o total das importações do país passou de cerca de 10% em 1973, para 57% em 1983. Apenas

com importações de petróleo, o Brasil desembolsou cerca de US$ 52 bilhões, entre 1973 e

1982, valor bastante próximo ao da dívida externa neste período, em torno de US$ 60 bilhões.

O governo brasileiro adotou as seguintes medidas: elevação do preço interno da gasolina, a

fim de inibir o seu consumo; elevação das exportações de bens e serviços para compensar os

maiores gastos com petróleo; adoção de política externa priorizando relações com países

produtores de petróleo, para garantir o suprimento deste produto e ampliar o mercado para as

exportações brasileiras; elevação da produção nacional de petróleo e produção de álcool para

substituir a gasolina.

Além do propósito de reduzir a vulnerabilidade do país, no tocante aos combustíveis líquidos

e a amenização dos problemas com a balança de pagamentos, outros objetivos do Programa

são destacados: redução das disparidades regionais e individuais de renda; o crescimento da

renda interna; a expansão da produção nacional de bens de capital e a geração de empregos.

O Proálcool foi lançado no final de 1975, tendo como principais forças motrizes a

problemática situação internacional do petróleo e suas conseqüências sobre a balança de

pagamentos, a dependência externa de energia e a segurança nacional, além da crise da

economia açucareira mundial. Tratava-se, pois, de estimular o aumento da oferta alcooleira

para fins carburantes, ou seja, substituir o petróleo importado pelo álcool produzido

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domesticamente a partir de biomassas agrícolas. A implantação do Proálcool pode ser

dividida em três fases distintas (FARINA, 1998, p.26):

Primeira etapa: Assentou-se em grande parte na capacidade do setor açucareiro, através da

implantação de destilarias anexas a Usinas de açúcar. Além disso, contou com alguns

instrumentos básicos como:

• estabelecimento de preços remuneradores ao álcool, através da paridade com o preço

da cana-de-açúcar;

• �linhas de crédito para investimento em condições extremamente favoráveis:

- condições iniciais (prazos de 12 anos para amortização, com três anos de carência);

- na área industrial: financiamento de 80 a 90% do investimento, com juros nominais

de 15% a.a., para produtores do Norte-Nordeste e 17% a.a. para produtores do Centro-

Sul;

- na área agrícola: financiamento de 100% do investimento, com juros de 7% a.a.

(metade das taxas usuais para crédito rural), sem correção monetária;

• garantia de compra pela Petrobrás do álcool anidro produzido, que passaria a ser

misturado à gasolina (na proporção de 20%);

• �ênfase na produção de álcool hidratado, a partir de 79, após a segunda elevação

abrupta dos preços do petróleo, no mercado internacional, de US$ 12 para US$ 34 o

barril.

Em 1974/75, a produção era de 625 milhões de litros, com meta prevista para 1980 de 3

bilhões de litros. Entre 1976 e 1980, a área colhida com cana-de-açúcar cresceu 29%,

enquanto que a produção total teve um aumento de 43,7%. Vale ressaltar que nesse período,

todo o aumento verificado na produção de cana-de-açúcar foi destinado à produção de álcool,

sendo o Estado de São Paulo responsável por 56% do aumento (HOMEM DE MELO apud.

FARINA, 1998, p.27).

Segunda etapa: Novos eventos foram estabelecidos frente ao agravamento da situação de

abastecimento e preços de petróleo (segundo choque). Em 1979 foram ampliados os objetivos

do Programa, estabelecendo-se para o mesmo a ambiciosa produção de 10,7 bilhões de litros

de álcool hidratado (94% de teor alcoólico) a partir da safra 1985/86.

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Os instrumentos básicos foram:

• Com o iminente esgotamento de uso da mistura de álcool à gasolina, apenas o uso

direto para veículos especialmente preparados abria novos mercados para aquele

combustível. Como conseqüência, tem-se a adoção do álcool hidratado como

combustível exclusivo de veículos projetados para tal finalidade. Essa fase exigiu

adaptação na linha de produção do setor automobilístico, na rede de distribuição e no

comportamento dos consumidores, que passaram a aceitar um produto novo, ainda em

fase de desenvolvimento. O êxito superou todas as previsões. Em 1984, os carros a

álcool constituíam 94,4% da produção das montadoras, devendo-se a alguns fatores:

• Uma política definida que remunerava adequadamente o produtor de álcool e

mantinha uma relação diferenciada entre os preços do álcool e da gasolina;

• Expansão da produção de álcool a partir de projetos de destilarias autônomas,

através das quais tornou-se possível disseminar a produção de álcool por todos os

estados brasileiros, ampliar o número de beneficiários do programa, compatibilizar o

desenvolvimento da agricultura para fins energéticos com a produção de alimentos

para o mercado interno e exportação e obter maiores rendimentos sociais;

• Adicionalmente, foram fortalecidos os mecanismos de desenvolvimento da indústria

alcoolquímica.

Terceira etapa: é aprovada, no final de 1983, pela Comissão Nacional de Energia, uma nova

meta de produção da ordem de 14,3 bilhões de litros, o que levou o Proálcool à sua plena e

total maturidade. No entanto, a queda gradual do preço do barril de petróleo e a conseqüente

sobra de gasolina nas refinarias brasileiras acabaram acarretando a queda de vendas de

veículos a álcool. A participação dos carros a álcool na produção anual despencou: 88,4% em

1988, 61% em 1989, 19,9% em 1990 e apenas 0,3% em 1996 (AIAA apud. FARINA, 1998,

p.28).

A ausência de uma política pública causou a paralisação do setor privado. Outro fator de

grande prejuízo à imagem do setor junto ao consumidor foi a falta de álcool no final de 1989,

principalmente devido à realocação para produção de açúcar, que apresentava melhores

preços internacionais.

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Apesar dos elevados preços do petróleo que passaram a prevalecer a partir de meados de

1979, o Programa do Álcool enfrentou controvérsias quanto à sua economicidade,

principalmente quanto ao uso da cana-de-açúcar para a produção de álcool.

Quanto às exportações brasileiras, o país diminui bastante sua quantidade exportada no

período de 1973 a 1979, uma vez que a produção interna de cana-de-açúcar direcionava-se

para a produção de álcool, à medida que aumentava a capacidade das destilarias anexas,

predominantes na primeira fase do Proálcool, e à medida que iam caindo os preços

internacionais. Para exemplificar, entre os anos de 1977 e 1979 há uma queda de 626 mil

toneladas na exportação de açúcar, o correspondente a 388 milhões de litros de álcool.

Vários fatores contribuíram para prejudicar o programa. Refletir sobre eles é uma forma de

superar futuras dificuldades e uma contribuição brasileira a programas semelhantes que

despontam hoje em todo o mundo.

O consumidor acostumara-se a encontrar o álcool a um preço muito inferior ao da gasolina -

até 40% em alguns casos. Segundo estudos, para que o álcool atinja um nível de indiferença

técnico para o consumidor, isto é, para que o consumidor prefira adquirir um carro a álcool e

não um a gasolina, o preço deste não pode ultrapassar 75% do preço da gasolina, dado seu

menor poder calorífico (CENÁRIOS, 2002, p.14). Mas com a queda acentuada dos preços

internacionais do petróleo, o governo já não conseguia bancar esse diferencial que foi se

estreitando com o tempo até se reduzir pela metade. Na hora de encher o tanque, ter um carro

a álcool não representava mais uma grande vantagem. Houve também, em 1989, um

desabastecimento que minou a confiança de muitos motoristas na perenidade do programa.

Em caso de desabastecimento prolongado, eles temiam não poder usar seus carros. E como se

verificou na época, uma eventual conversão dos motores, do álcool para gasolina, era

problemática.

Outro fator negativo surgiu em julho de 1990, quando o governo resolveu diminuir os

impostos dos carros populares. Era uma maneira de estimular a produção da indústria

automobilística, estacionada em 700 mil veículos por ano, depois de já ter ultrapassado a

marca de 1,1 milhão de unidades na década anterior. A operação de expansão da produção

automobilística foi um grande êxito, pois os carros populares somaram 50% dos 1,4 milhão de

automóveis vendidos em 1994.

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Mas por razões técnicas só foram produzidos carros populares movidos à gasolina. Como

exigência básica para entrar na categoria popular, a compressão dos motores deveria ser

reduzida para o limite de um litro. Essa redução, que já não é simples nos motores a gasolina,

seria ainda muito mais problemática numa eventual versão a álcool. Assim, a partir de 1994, a

frota nacional passou a ter uma quantidade de veículos cada vez maior de carros movidos à

gasolina.

É preciso lembrar também que desde 1986, por meio de políticas voltadas para o controle da

inflação, os preços das tarifas públicas, sempre congeladas e os juros elevados, influíram

negativamente na capacidade de oferta de álcool pelo produtor, uma vez que seus preços são

administrados pelo governo.

A conquista da técnica

O estabelecimento do Programa Brasileiro do Álcool Combustível em 1975 tinha como

pressuposto a possibilidade técnica de se aumentar à produção de álcool para atender às novas

necessidades de combustível, sem prejuízo da fabricação de açúcar, produto essencial à

economia brasileira. E também a preços condizentes com os parâmetros do mercado, gerados

por melhor tecnologia e maior produtividade.

O desafio foi inteiramente vencido, pois o esforço tecnológico desenvolvido para o álcool

beneficiou também a produção do açúcar brasileiro, que se tornou competitivo no mercado

mundial. O avanço mostrou-se especialmente notável em São Paulo, onde os custos de

produção são atualmente os menores do mundo. Como a produção do álcool e do açúcar não

apresenta diferença na fase agrícola e tem acentuada semelhança na fase industrial, os

avanços tecnológicos beneficiaram igualmente os dois produtos.

Os ganhos de produtividade têm sido constantes. Segundo a Fundação Getúlio Vargas apud.

Associação das Indústrias de Açúcar e de Álcool do Estado de São Paulo (1997, p.3), a queda

dos custos de produção do álcool na região Centro-Sul desde o início do programa foram em

média de 3,2% ao ano. No Nordeste, ficaram em tomo de 1,9% por ano.

Na base desses resultados estão os esforços desenvolvidos pelo próprio Governo Federal, com

a criação do Programa Nacional do Melhoramento da cana-de-açúcar (Planalsucar), em 1981

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e pelo Centro de Tecnologia Copersucar (CTC), instalado na cidade paulista de Piracicaba.

Voltado desde sua fundação, em 1979, para a pesquisa de técnicas, processos e métodos

ligados à cultura da cana e à produção de açúcar e álcool, o CTC aplica US$ 25 milhões por

ano em pesquisas, sendo US$ 16 milhões provenientes de contribuições diretas das 36

maiores usinas paulistas e US$ 9 milhões da venda de tecnologia e de royalties. Esforços de

pesquisa semelhantes foram desenvolvidos por universidades estaduais e federais brasileiras.

Além da melhor tecnologia de cultivo, as pesquisas levaram ao desenvolvimento das

variedades da cana-de-açúcar utilizadas na região Centro-Sul. Elas têm sido responsáveis por

um crescimento da produtividade dos canaviais entre 15% e 20% nos últimos anos.

Atualmente, os pesquisadores paulistas concentram esforços no campo da biologia molecular,

com o objetivo de acelerar o processo de seleção de variedades de cana-de-açúcar mais

eficientes.

As usinas estão extraindo cada vez mais açúcar da cana-de-açúcar processada. O índice de

extração de açúcar, que era de 89%, alcança hoje 97%. Paralelamente, disseminou-se a

técnica de queima de bagaço para produção de energia, tornando 95% das usinas do estado de

São Paulo auto-suficientes em eletricidade. Parte dessa energia já é inclusive direcionada para

a rede elétrica estadual. A cogeração22 tem sido utilizada há décadas, principalmente por

autoprodutores que dispõem de combustíveis residuais de baixo custo23, visando atender suas

necessidades em condições econômicas mais favoráveis que as oferecidas pelo serviço

público.

Estima-se que as potencialidades de geração de eletricidade do complexo sucroalcooleiro

estejam atualmente entre 6.000 MW a 20.000 MW, conforme o tipo de tecnologia adotada -

sistemas CEAT (mais produtivos) ou os CPAT. Outros dois fatores relevantes para a

viabilidade da geração utilizando-se do bagaço de cana são o uso da palha e das pontas da

cana como resíduo - o que dobraria o potencial energético, implicando também em uma

redução no custo da colheita da cana com a maior mecanização das lavouras - e o

22 Os sistemas de cogeração podem ser do tipo “eletricidade a montante”, quando a produção de eletricidade ou a potência mecânica antecede o fornecimento de calor útil (a grande maioria dos casos) ou do tipo “eletricidade a jusante”, quando a geração está situada após a demanda térmica. 23 Como o bagaço, no caso das usinas de açúcar e álcool, e o licor negro, nas indústrias de celulose.

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aproveitamento do calor resultante para os processos produtivos internos, maximizando as

vantagens competitivas e diminuindo o consumo das moendas.

A outra grande vertente tecnológica criada pelo programa refere-se à melhoria do

desempenho dos motores a álcool. Os estudos permanentes mostraram que, além de vários

ajustes, algumas peças importantes teriam de ser redimensionadas para trabalhar no regime de

compressão mais elevada exigido pelo motor a álcool.

Ainda assim persistiram alguns problemas menores. Durante vários anos, os consumidores

queixavam-se de dificuldades nas partidas a frio, da maior corrosão de algumas peças e de

eventuais impurezas no combustível. Mas todos esses defeitos foram corrigidos com o tempo

e hoje o motor a álcool desenvolvido no Brasil tem excelente desempenho comparativo,

chegando mesmo a superar as versões a gasolina. Um passo decisivo foi dado nos últimos

anos com o desenvolvimento da injeção eletrônica para carros a álcool, que eliminou os

problemas apresentados pelo velho carburador.

5.1.2 Novas experiências: o PROINFA

Novas experiências de incentivo à produção de energias renováveis vem sendo conduzidas no

Brasil, uma delas é o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -

Proinfa, com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por

empreendimentos de Produtores Independentes Autônomos, concebidos com base em fontes

eólica, pequenas centrais hidrelétricas (PCH) e biomassa, no Sistema Elétrico Interligado

Nacional.

Baseado em novas abordagens para incentivos à criação de mercados, o PROINFA, criado

pela lei 10.438, de 26 de abril de 2002, estabelece contratação por parte das Centrais Elétricas

Brasileiras – Eletrobrás - de 3.300 MW da capacidade de geração por essas três fontes,

repartido igualmente entre elas, para funcionamento até o prazo de 30 de dezembro de 2006,

por um período de 15 anos, a partir da data de operação prevista em contrato.

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Também foram estabelecidos valores normativos específicos a cada fonte pelo governo

federal, com piso de 80% da tarifa média nacional de fornecimento ao consumidor final. O

programa compõe-se de duas etapas:

a)Atingida a meta de 3.300 MW (primeira etapa), o desenvolvimento do Programa será

realizado de forma que as fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa atendam a

10% (dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no País, objetivo a ser alcançado

em até 20 (vinte) anos, aí incorporados o prazo e os resultados da primeira etapa;

b) os contratos serão celebrados pela Eletrobrás, com prazo de duração de 15 (quinze) anos e

preço equivalente ao valor econômico correspondente à geração de energia competitiva,

definida como o custo médio ponderado de geração de novos aproveitamentos hidráulicos

com potência superior a 30.000 kW e centrais termelétricas a gás natural, calculado pelo

Poder Executivo;

c) a aquisição far-se-á mediante programação anual de compra da energia elétrica de cada

produtor, de forma que as referidas fontes atendam o mínimo de 15% (quinze por cento) do

incremento anual da energia elétrica a ser fornecida ao mercado consumidor nacional,

compensando-se os desvios verificados entre o previsto e realizado de cada exercício, no

subseqüente;

d) até o dia 30 de janeiro de cada exercício, os produtores emitirão um Certificado de

Energia Renovável – CER, em que conste, no mínimo, a qualificação jurídica do agente

produtor, o tipo da fonte de energia primária utilizada e a quantidade de energia elétrica

efetivamente comercializada no exercício anterior, a ser apresentado à Aneel para fiscalização

e controle das metas anuais.

5.2 A EXPERIÊNCIA EUROPÉIA E AMERICANA

Os países desenvolvidos já têm larga experiência com relação ao uso da legislação para

estímulo de determinadas fontes de energia. Inicialmente utilizada para incentivo à energia

nuclear em países da Europa, atualmente é empregada para privilegiar novos investimentos

em fontes renováveis.

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5.2.1 Legislação Ambiental na Europa

A “Non Fossil Fuel Obligations - NFFO”, é o mecanismo considerado por especialistas

(GOLDENBERG apud. COELHO, 1999, p.135) como o mecanismo mais adequado para

definição de preços mínimos para compra da eletricidade de cogeradores, de forma a balizar o

mercado. De forma resumida, na maior parte dos casos, a legislação prevê:

• A compra dos excedentes de eletricidade pelo custo evitado;

• Obrigatoriedade de compra de energia gerada a partir de fontes renováveis, de forma a

atingir uma fração da energia gerada pela concessionária;

• Mecanismos fiscais de compensação que viabilizem um preço de compra maior para as

energias renováveis, taxando as energias de origem fósseis em benefício das renováveis.

Dentro deste contexto destaca-se a política das NFFO (“Non Fossil Fuel Obligations”),

introduzida na Inglaterra, inicialmente para viabilizar a energia nuclear e que, posteriormente,

foi expandida (inclusive privilegiando) às fontes renováveis. Mesmo sem entrar em todos os

detalhes referentes a este programa, encontrados em Mitchell apud. Coelho (1999, p.136), é

interessante extrairmos algumas observações:

• O princípio básico é o seguinte: a legislação obriga a compra de uma certa quantidade

de energia elétrica gerada a partir de renováveis (e nucleares...), a um preço mais elevado,

estabelecido a cada ano pela agência reguladora. Este “preço-premium” é decrescente,

como mostrado na tabela a seguir, estimulando a competitividade das empresas geradoras.

O prêmio pago a mais vem de impostos extras incidentes sobre os geradores de eletricidade

a partir de combustíveis fósseis.

• A cada ano, são estabelecidas as metas de potencial a ser atingido e custos

correspondentes (decrescentes e em regime de competição), para cada tecnologia.

• Esta política é justificada pelo governo por dois motivos principais: Primeiro, este

mecanismo é uma política apropriada para suportar novas tecnologias na sua entrada no

mercado. Segundo, porque os geradores de energias renováveis iriam aumentar o número

de PIE24, o que é um dos objetivos do processo de privatização. Apesar do programa ter

24 Produtor Independente de Energia Elétrica.

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sido inicialmente introduzido como suporte à energia nuclear, sem dúvida os resultados

alcançados para as renováveis foram significativos, (Ibid., p.136).

NFFO – 1991i NFFO – 1994ii NFFO – 1997iii Nº de projetos MW gerados Nº de projetos MW gerados Nº de projetos MW gerados

122 472,23 141 626,92 195 842,72 Quadro 3: Projetos introduzidos na Inglaterra e País de Gales segundo a política de NFFO (Non Fossil Fuel Obligations) Fonte: (i)(ii) Mitchell apud. Coelho, 1999, p.136; (iii) Departament of Trade & Industry apud. Coelho, 1999, p.136.

Comparando os preços definidos para compra (média das diferentes energias renováveis),

obtêm-se os seguintes valores:

Ano Preço médio pago para compra da energia 1994 4,30 p/kWh (52 US$/MWh) 1997 3,46 p/kWh (42 US$/MWh)

Quadro 4: Preço médio para compra de energia nas NFFO Fonte: Departament of Trade & Industry (Inglaterra): Renewable Energy Bulletin N. 725/11/1997, NFFO-5, apud. Coelho, 1999, p.137. Nota: p/kWh = centavos de libra por kWh

Observa-se, da tabela II, uma redução de aproximadamente US$ 10/MWh em três anos,

confirmando a política de preços decrescentes. Por outro lado, deve ser analisado que estes

valores se referem a médias das diferentes energias renováveis. Na verdade, para cada tipo de

energia há um preço diferenciado estabelecido pela agência reguladora; por exemplo, para

eletricidade gerada em processo de gaseificação de biomassa o preço médio é de 5,51 p/kWh

(aproximadamente US$ 60/MWh), para um intervalo entre 5,49 e 5,79 p/kWh.

5.2.2 Legislação Americana

Segundo Walter apud. Coelho (1999, p.144), existe nos Estados Unidos aproximadamente 7

GW de capacidade instalada interligada à rede gerada a partir de biomassa, representando

apenas cerca de 1% da capacidade total de geração elétrica do país e aproximadamente 8% da

capacidade de geração que não pertence a concessionárias. Trata-se principalmente de

sistemas de cogeração em indústrias a partir de resíduos de madeira (90% do suprimento de

combustível) e resíduos agrícolas (10%).

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O rápido desenvolvimento dessa capacidade ocorreu entre o final dos anos 70 e meados dos

anos 80, dentro do contexto da legislação do PURPA (“Public Utility Regulatory Policy

Act”), que permitiu a realização de contratos altamente favoráveis para os produtores de

eletricidade. Na década de 90 a situação é sensivelmente diferente, pois as tarifas de venda da

eletricidade são sensivelmente mais baixas, além existir concorrência no mercado de resíduos

de biomassa, o que eleva os custos do combustível. Também as reduzidas eficiências de

conversão dos sistemas de produção de eletricidade faz com que a situação fique

particularmente difícil.

O PURPA, introduzido em 1978, definia que as concessionárias eram obrigadas a comprar a

energia elétrica excedente de autoprodutores e de pequenos produtores gerada a partir de

fontes renováveis (como a biomassa). O PURPA também garantia ao cogerador um preço de

compra considerado justo, bem como o atendimento emergencial ao autoprodutor por preços

adequados e outras vantagens financeiras. A base para a avaliação do preço de compra dos

excedentes era o “custo evitado” e, após algumas dificuldades de relacionamento com as

concessionárias com relação aos preços envolvidos, por volta dos anos 80 a cogeração

finalmente começou a se viabilizar (Ibid, 1999, p.145).

Em 1980 havia 13 GW de capacidade instalada em sistemas de cogeração (2,1% da

capacidade instalada total nos EUA). Após oito anos, havia 51 GW instalados no total,

demonstrando o enorme sucesso então obtido com o programa. Ao final da década de 80 o

Governo revogou a obrigatoriedade de compra da energia excedente e foi estabelecido o custo

marginal para ser a referência nas negociações com as concessionárias. Assim, os potenciais

investidores passaram a considerar menos atraente o investimento na geração de excedentes

de eletricidade. Em conseqüência os sistemas que eram projetados para gerar o máximo de

eletricidade para venda à concessionária passaram em muitos casos a trabalhar em paridade

térmica (modulação do sistema em função da demanda de energia térmica para o processo

industrial), sem geração de excedentes.

Atualmente, uma análise crítica da legislação então introduzida evidencia alguns enganos

cometidos na época, como analisa Chum apud. Coelho (1999, p.145). Apesar do PURPA ter

contribuído significativamente para a participação da biomassa na matriz energética

americana, devem ser observados com cuidados alguns aspectos da sua introdução, a saber:

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• Nos incentivos à introdução da geração de energia a partir de biomassa, não foram

exigidos níveis mínimos de eficiência, o que acabou por permitir a instalação de inúmeros

projetos com tecnologias menos eficientes;

• No planejamento efetuado por ocasião da instalação do PURPA, não houve uma

preocupação na garantia da oferta de biomassa e, à medida que novos projetos foram sendo

instalados, ocorreu uma demanda por biomassa maior do que a oferta, aumentando

consideravelmente o preço da biomassa;

• Após a introdução do PURPA, os preços da eletricidade apresentaram um declínio

acentuado, fazendo com que muitas das instalações deixassem de ser competitivas.

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6 CONCLUSÃO

O presente trabalho teve duas idéias como princípios norteadores: o pressuposto que o setor

sucroalcooleiro como agente relevante na matriz energética, situação que ocorreu por motivo

contingencial no auge da crise do Petróleo na década de 70, poderá novamente ser de grande

valia para a economia brasileira, tendo grande importância para a nova economia que

florescerá no mundo pós-petróleo do início do século XXI. A idéia de que um mercado para

as novas tecnologias de geração de energia não surgirá naturalmente por meio do “livre

mercado” também foi marcante na concepção desta pesquisa.

Para corroborar o primeiro pressuposto, primeiramente é analisada a perspectiva de mudança

do mercado mundial de energia, avaliando a situação atual da matriz energética e as

implicações estratégico/econômicas do declínio da produção de petróleo e gás e da

impossibilidade de se continuar com os atuais níveis de emissão de poluentes. As restrições à

continuidade das emissões colocarão em xeque a própria estrutura de consumo e produtiva

das nações, com enormes implicações para suas economias e sociedades.

Em reação à turbulência prevista, bilhões de dólares estão sendo investidos em pesquisas para

encontrar-se um substituto para os combustíveis fósseis, tendo quase um consenso sobre as

vantagens do hidrogênio como base da futura matriz energética. É neste cenário que os

derivados energéticos da cana-de-açúcar podem demonstrar suas qualidades como fontes de

energia renovável, não agressiva no meio ambiente e tendo o álcool como uma importante

fonte de hidrogênio para veículos leves, obtido de forma indireta pela “reforma” deste

combustível.

O segundo pressuposto é respaldado empiricamente pelas experiências de introdução de

substitutos dos combustíveis fósseis, muitas vezes frustradas ou mantidas por meio de

pesados subsídios. De acordo com a teoria neo-institucionalista, os mercados não se

desenvolverão ou se manterão se seus custos de transação não forem suficientemente baixos.

Ao aplicarmos essa teoria à realidade do setor de energia constataremos que o nascente

mercado de energia renovável precisa estar fundamentado sobre um novo arcabouço

institucional, que leve em consideração as especificidades de geração de energia por meio de

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fontes renováveis, valorando também suas externalidades positivas e não apenas critérios

baseados exclusivamente na análise dos custos de produção.

Ao criarem-se mercados específicos para as formas não predadoras do meio ambiente, os

“mercados verdes”, com um novo arcabouço institucional, os investimentos fluirão com mais

intensidade e segurança, permitindo que esses mercados desenvolvam-se de forma

independente de subsídios governamentais, permitindo ganhos de escala e inovações

tecnológicas que reduzirão gradativamente seus custos de produção.

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